SU1164402A1 - Foaming composition for removing liquid from gas wells - Google Patents
Foaming composition for removing liquid from gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU1164402A1 SU1164402A1 SU833573555A SU3573555A SU1164402A1 SU 1164402 A1 SU1164402 A1 SU 1164402A1 SU 833573555 A SU833573555 A SU 833573555A SU 3573555 A SU3573555 A SU 3573555A SU 1164402 A1 SU1164402 A1 SU 1164402A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- block copolymer
- composition
- ethylene
- foaming
- condensate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
1. ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ ГАЗОВЬРС СКВАЖИН, включающий пенообразующий реагент, зтипенгликоль или дизтипенгликоль и воду, отличают и йс тем, что, с целью повышени пенообразующих свойств состава при высоком содержании газоконденсата в удал емой из скважины жидкости и температуре и повышени за счет 3того эффективности удалени жидкое ти из скважины, в качестве пенообразующего реагента он содержит блок-сополимер на основе окисей этилена и пропилена общей формухш 1 RO(CjHeO)m,- (CjH 0)п, Н где R - С4-С д-алкил; т| 5-10; п, 10-70, И блок-сополимер на основе окисей этилена и пропипена общей формуль П КО(С,НбО)1П2. ( где R - С4-С2д-алкнл; 11-20J т. 71-120, при следующем соотношений компонентов , мас.%: Блок-сополимер окисей зтилена и пропилена общей ФО1Я4УЛЫ 15-10 Блок-сополимер на основе окисей зтилена и пропипена общей формулы П20-25 Этиленгликоль или диэтипенгликоль10-15 Вода Остальное 2. Состав по п, 1, о т л и чающийс тем, что, с целью снижени коррозии технологического оборудовани при наличии в удал емой жидкости сероводорода, он допол ,нительно содержит ингибитор коррозии в количестве 1-2 мас.%.1. A FOAMING FORMULA FOR REMOVING LIQUID FROM GASOVYRES WELLS, including a foaming reagent, typing glycol or diztipenglikol and water, is also distinguished by the fact that, in order to improve the foaming properties of the composition with a high content of gas condensate in a well-used condensate, a template and a frosting composition with high concentration of the condensate in a fluid that has a high concentration of the condensate in a fluid that has a high concentration of the gas condensate in a well-used condensate, and a froth Of this liquid removal efficiency, as a foaming reagent, it contains a block copolymer based on ethylene oxide and propylene of the total formashch 1 RO (CjHeO) m, - (CjH 0) n, H where R is C4-C d-alkyl; t | 5-10; p, 10-70, And a block copolymer based on ethylene oxide and propipene of the general formulas P KO (C, NbO) 1P2. (where R is C4-C2d-alknl; 11-20J t. 71-120, in the following ratio of components, wt.%: Block copolymer of oxides of ethylene and propylene, total FO1H4ULY 15-10 Block copolymer based on oxides of ethylene and propipene, total Formulas P20-25 Ethylene glycol or diethigene glycol 10-15 Water Else 2. The composition according to claim 1, 1 or 2 tons, and the fact that, in order to reduce the corrosion of the process equipment when hydrogen sulfide is present in the liquid to be removed, it additionally contains a corrosion inhibitor the amount of 1-2 wt.%.
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промьшленности, а именно к пенообразующим составам, и может быть преимущественно использовано дл удалени жидкости из газо вых скважин.The invention relates to the oil and gas industry, namely to foaming compositions, and can be advantageously used to remove liquid from gas wells.
Цель изобретени - повышение пенообразующих свойств состава при высоких содержани х в удал емой из скважины жидкости газоконденсата и температурах и позьщение за счет этого эффективности удалени жидкости из скважины.The purpose of the invention is to increase the foaming properties of the composition at high contents of the gas condensate removed from the well and temperatures and to obtain, due to this, the efficiency of fluid removal from the well.
Пенообразующий состав содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена и общей форм.улыThe foaming composition contains a block copolymer of ethylene oxide and propylene and the general form.
RO(C,)m, ()п Н (1) где R - С -С2о-алкил; т, 5-10; п, 10-70,RO (C,) m, () n H (1) where R is C-C2o-alkyl; t, 5-10; n, 10-70,
блок-сополимер окисей этилена и пропилена общей формулыblock copolymer of ethylene oxides and propylene of the general formula
RO(C,)m2()njH (II) где R - Cj -C fj-anKKn; . m 11-20 n 71-120,RO (C,) m2 () njH (II) where R is Cj -C fj-anKKn; . m 11-20 n 71-120,
этиленгликоль или диэтиленгликоль и воду при следунщем соотношении компонентов, мас.%: ethylene glycol or diethylene glycol and water with the following ratio of components, wt.%:
Блок-сополимер окисей . этилена и пропилена.Block copolymer of oxides. ethylene and propylene.
общей формулы 15-10General formula 15-10
Блок-сополимер окисейOxide block copolymer
этилена и пропиленаethylene and propylene
общей формулы П20-23the General formula A20-23
Этиленгликоль илиEthylene glycol or
диэтиленгликоль10-15diethylene glycol 10-15
ВодаОстальноеWaterEverything
При наличии в удал емой жидкости сероводорода дл защиты технологического оборудовани от коррозии он дополнительно может содержать ингибитор коррозии, например И-25-Д, представл к ций собой смесь азотосодержащих соединений, в количестве 12 мас.%.If hydrogen sulfide is present in the removed liquid to protect the process equipment from corrosion, it may additionally contain a corrosion inhibitor, for example, I-25-D, which is a mixture of nitrogen-containing compounds, in an amount of 12% by weight.
Блок-сополимеры (ТУ 38407178-81 и 38407219-82) получают полимеризацией окисей пропилена и этилена при повьшенных температуре и давлении в присутствии спиртов (стартовое вещество) и щелочного катализатора. Гвдрофильна и гидрофобна части молекуль блок-со полимера четко выра юны , что и обуславливает поверхност но-активные свойства. Водные и неводные растворы блок-сополимеров характеризуютс низким поверхностным Block copolymers (TU 38407178-81 and 38407219-82) are obtained by polymerization of propylene and ethylene oxides at elevated temperatures and pressures in the presence of alcohols (starting substance) and an alkaline catalyst. The hydrophilic and hydrophobic parts of the polymer block with a polymer are clearly expressed, which determines the surface-active properties. Aqueous and non-aqueous solutions of block copolymers are characterized by low surface
и межфазным нат жением, что обеспечивает вспенивание минерализованных водоконденсатных смесей.and interfacial tension, which provides foaming of mineralized water-condensate mixtures.
Этиленгликоль или диэтиленгликоль (антифриз) обеспечивают низкую температуру застывани состава, что дает возможность его применени на газовых промыслах в зимних услови х . Дл приготовлени составаEthylene glycol or diethylene glycol (antifreeze) provides a low freezing point for the composition, which allows its use in gas fields in winter conditions. To prepare the composition
использовали этиленгликоль (ГОСТ 10164-75) или диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-62).used ethylene glycol (GOST 10164-75) or diethylene glycol (GOST 10136-62).
Ингибитор И-25-Д (ТУ 3840390-76) защищает технологическое оборудо-,Inhibitor I-25-D (TU 3840390-76) protects technological equipment,
вание от сероводородной коррозии. Это дает возможность использовать состав дл удалени жидкости с забо газовых скважин в присутствии сероводорода .hydrogen sulfide corrosion. This makes it possible to use the composition to remove fluid from the bottom of a gas well in the presence of hydrogen sulfide.
.Пенообразующий состав готов т. Foaming composition prepared
смешением всех компонентов в мешалке с подогревом до 60-70 С, добавл к воде этиленгликоль или диэтиленгликоль , затем блок-сополимер с меньшей молекул рной массой состава , nj 10-70 и блок-сополимер с большей молекул рной массой состава т„ 11-20, .. 1-120. При необходимости в этиленгликоле или диэтиленгликоле перед подачей их в смесь раствор ют ингибитор коррозии. Така последовательность улучшает раст воримость компонентов друг в друге. Оптимальным суммарнь м содержанием блок-сополимеров в пенообразуюЩем составе следует считать 30 мас.% При большей их концентрации состав становитс высоков зким, что затрудн ет его перекачку и доставку на забой скважин. При меньшей концентра ции блок-сополимеров в составе требуетс вносить большое его количество в жвдкость дл ее вспенивани и выноса с забо скважин.by mixing all the components in a stirrer with heating to 60-70 ° C, adding ethylene glycol or diethylene glycol to water, then a block copolymer with a lower molecular weight composition, nj 10-70 and a block copolymer with a higher molecular weight composition t = 11-20 1-120. If necessary, a corrosion inhibitor is dissolved in ethylene glycol or diethylene glycol before feeding them into the mixture. Such a sequence improves the solubility of the components in each other. The optimum total content of block copolymers in the foaming composition should be considered 30% by weight. At their higher concentration, the composition becomes highly viscous, which complicates its transfer and delivery to the bottom hole. With a lower concentration of block copolymers in the composition, it is required to make a large amount of it in liquidity for its foaming and removal from the bottom of the wells.
Соотношение между блок-сополимерами в составе может быть различным. Содержание блок-сополимера с меньшей молекул рной массой in,5-10 п 10 .70 может колебатьс по массе от 5The ratio between the block copolymers in the composition may be different. The content of the block copolymer with a lower molecular weight of in, 5-10 p 10 .70 can vary by weight from 5
до 10%, содержание блок-сополимера с большей молекул рной массой т2 10-20,П2 71-120 измен етс от 20 до 25 мас.% Это зависит от содержани углеводородов в жвдкости, которую необходимо удал ть из забо скважин. При высокой температуре и высоком содержании углеводородов жидкость трудно вспениваетс . Поэто3up to 10%, the content of the block copolymer with a higher molecular weight of t2 10-20, P2 71-120 varies from 20 to 25 wt.% This depends on the hydrocarbon content in the liquid that needs to be removed from the bottom of the well. With high temperature and high hydrocarbon content, the liquid is difficult to foam. Therefore3
му дл ее удалени в пенообраэующем составе должно быть больше блок-соп лимера состава тг 10-20, п 71-120, Гнмекицего большую молекул рную массу Однако, блок-сополимер содержащий тА 10-20, П2 71-120, более дорогой по сравнен ад с блок-сополимером меньшей молекул рной массы состава т,5-10, п 10-70. Поэтому его повышенный расход ведет к неоправданному увеличению стоимости вспенивающего состава и к росту затрат на удаление жидкости с забо сква ошFor its removal in the foaming composition, there should be a greater block copolymer of composition tg 10-20, n 71-120, a large molecular weight, however, a block copolymer containing tA 10-20, P2 71-120, is more expensive than hell with a block copolymer of lower molecular weight, t, 5-10, n 10-70. Therefore, its increased consumption leads to an unjustified increase in the cost of the foaming composition and to an increase in the cost of removal of fluid from the drilling fluid.
Готовый пенообразующий состав представл ет собой однородную сиропообразную жидкость плотностью 1080-1090 кг/м, застывающую при температурах минус 15-20 С.The finished foaming composition is a homogeneous syrup-like liquid with a density of 1080–1090 kg / m, solidifying at temperatures of minus 15–20 C.
Концентраци , в которой пенообразующий состав смешиваетс с жидкос .тью, удал емой с забо скважин, колеблетс от 0,1 до 2 мае,К. Она зависит от температуры, содержани углеводородов и уровн минерализации пластовой воды, вход щей в удал емую из забо скважины жидкость. Поэтому дл каждого конкретного случа она выбираетс экспериментально.The concentration in which the foaming composition is mixed with the liquid removed from the bottom of the wells ranges from 0.1 to 2 May, K. It depends on the temperature, hydrocarbon content and the level of mineralization of the formation water entering the fluid that is removed from the well bottom. Therefore, for each specific case, it is chosen experimentally.
Ниже приведены примеры, иллюст-. рирующие приготовление пенообразующих составов и их эксплуатационные качества. Вспенивание провод т путем пропуска воздушной струи через смесь, состо щую из пластовой воды и.конденсата после добавлени к ней одного из пенообразующих составов.The following are examples of illustrations. preparation of foaming compositions and their performance. Foaming is carried out by passing an air jet through a mixture of produced water and condensate after adding one of the foaming compositions to it.
В испытани х использованы пластова вода хлорнатриевого типа с минерализацией 104 г/л, плотностью 1066,4 кт/мз, с рН 7.The tests used the reservoir water of the sodium chloride type with the mineralization of 104 g / l, density of 1066.4 kt / m3, with pH 7.
Дл каждой смеси с различным содержанием в ней пластовой воды и конденсата, наход щейс при определенной температуре, существует оптимальна концентраци пенорбразующего состава, при которой вс жидкость вспениваетс . При дальнейшем увеличении концентрации пенообразующего состава в такой смеси кратность пены измен етс незначительно , а в основном растет устойчивость пены.For each mixture with a different content of formation water and condensate in it at a certain temperature, there is an optimum concentration of the foam-forming composition, at which all the liquid foams. With a further increase in the concentration of the foaming composition in such a mixture, the foam ratio changes only slightly, and the stability of the foam mainly increases.
Результаты испытаний представлены в табл. 1.The test results are presented in Table. one.
Пример Г. Соответствует составу , содержащему блок-сополимерыExample G. Corresponds to the composition containing the block copolymers
64402. 464402. 4
..
с минимальным числом оксипропильныхwith a minimum number of hydroxypropyl
и.оксиэтильных групп. Блок-сополимер, содержащий , 10 5 Блок-сополимер, содержащий , 20 Диэтиленгликоль . 10 Вода60and oxyethyl groups. A block copolymer containing 10 5 A block copolymer containing 20 Diethylene glycol. 10 Water60
Состав готов т (из расчета на О 100 кг) смешением в смесителе-с подогревом до 60 С 60 кг воды, 10 кг диэтиленгликол , 10 кг блок-сополимера меньшей молекул рной массы состава т;(5, п 10 и 20 кг блок5 сополимера большей молекул рной массы состава , . Готовый состав имеет платность 1080 кг/м, температуру засП тани ( и кинематическую в зкость, равную 20 2,. The composition is prepared (based on O 100 kg) by mixing in a mixer — heated to 60 ° C, 60 kg of water, 10 kg of diethylene glycol, 10 kg of a block copolymer of lower molecular weight, t; (5, 10, and 20 kg of block5 copolymer greater molecular weight composition. The finished composition has a plateau of 1080 kg / m, a temperature of suspension (and a kinematic viscosity of 20 2 ,.
П р и м е р 2. Соответствует соста:ву, содержайдаму блЬк-сополимеры с максимальным числом оксипроп 1пь ных и оксиэтильных групп.. Содержа 25 ниё компонентов в составе, мас.%: Блок-сополимер,, содержащий , 5 Блок-сополимер, со . держащий , П2«120 25 . 30 . Диэтилен гликоль 15 Вода . ; 55 Состав готов т (в расчете на 100 кг) смешением 55 кг воды, 15 кг диэтиленгликол , 5 кг блок-сополи35 мера, содержащего , П|«70,EXAMPLE 2: Corresponds to the composition of: BLK copolymers with the maximum number of hydroxypropyl and hydroxyethyl groups. Containing 25% of the components, wt.%: Block copolymer, containing, 5 Block copolymer with holding, P2 “120 25. thirty . Diethylene glycol 15 Water. ; 55 The composition is prepared (per 100 kg) by mixing 55 kg of water, 15 kg of diethylene glycol, 5 kg of block copoly 35 containing, P | "70,
и 25 кг блок-сополимера, содержа1цего m,, .and 25 kg of block copolymer containing m,.
Готовый пеноабразующий состав представл ет собой сиропообразную 40 жидкость плотностью 1090 кг/м, температурой застывани , . кинематической в зкостью i,069« .The finished foaming composition is a syrupy 40 liquid with a density of 1090 kg / m, pour point,. kinematic viscosity i, 069 ".
П р и м е р 3. Соответствует 45 составу, содержал ему блок-сопо шмеры с промежуточным числбм оксипропильных и оксиэтильных групп. Содержание компонентов в составе, мас.Х;PRI me R 3. Corresponds to 45 composition, it contained a block-sophomera with an intermediate number of hydroxypropyl and hydroxyethyl groups. The content of components in the composition, wt.X;
Блок-сополимер, со50 держащий т(6, 8 Блок-сополимер, содержащий , 22 Диэтиленгликоль , 10 Вода60A block copolymer containing 50 t (6, 8 Block copolymer containing, 22 Diethylene glycol, 10 Water 60
55 Состав готов т смешапием (в расчете на 100 кг) 60 кг 1ВОДЫ, 10 кг диэтиленгликол , 8 кг блок-сополимера , содержащего , , и 22 кг55 The composition is prepared by blending (per 100 kg) 60 kg of WATER, 10 kg of diethylene glycol, 8 kg of block copolymer containing, and 22 kg
блок-сополимера состава , Готовый вспенивающий состав имеет плотность 1082 кг/м, температуру застывани , кинематичес-ческую в зкость, равную 2,.the block copolymer of the composition. The finished foaming composition has a density of 1082 kg / m, a pour point, a kinematic viscosity of 2 ,.
Результаты вспенивани водоконден сатных смесей составами, указаннь1ми в примерах 1-3, представлены в табл. 1.The results of the foaming of water-condensed sat mixtures with the compositions indicated in examples 1-3 are presented in table. one.
П р и м е р 4. Дает обоснование выбора оптимальной концентрации инги битора металлов от сероводородной коррозии марки И-25-Л. Ингибирующее действие провер лось в лабораторных услови х по потере массы образцов, изготовленных из стали дл насоснокомпрессорных труб марки С, после их пребывани в агрессивной среде. Образцы агрессивной среды готов т по объему из 70% пластовой воды и 30% конденсата. Воду насыщают сероводородом до концентрации его, равной 0,8 кг/м, В первый образец агрессивной среды добавл ют 0,5 мас.% состава по прототипу, не содержащего ингибитора коррозии. Во второй , третий, четвертый и п тый образцы агрессивных сред добавл ютPRI me R 4. Provides a rationale for the selection of the optimal concentration of metal inhibitor from hydrogen sulfide corrosion grade I-25-L. The inhibitory effect was tested under laboratory conditions for the weight loss of samples made of steel for pump brand C pipes, after their stay in an aggressive environment. Samples of corrosive medium are prepared by volume from 70% of produced water and 30% condensate. Water is saturated with hydrogen sulfide to a concentration of 0.8 kg / m. 0.5% by weight of the prototype composition not containing a corrosion inhibitor is added to the first sample of the aggressive medium. In the second, third, fourth, and fifth samples of corrosive media, add
по 0,5 мае. % пенообразующего состава , указанного в примере 2, при этом состав, добавл емый во второй, третий, четвертый и п тый образцы0.5 May. % foaming composition specified in example 2, with the composition added to the second, third, fourth and fifth samples
агрессивных сред, содержит дополнительно 0,5, 1, 1,5 и 2 мас.% ингибитора коррозии И-25-Л. Образцы металла вьщерживают в агрессивной среде 36 ч при 20°С.aggressive media, additionally contains 0.5, 1, 1.5 and 2 wt.% corrosion inhibitor I-25-L. The metal samples are held in an aggressive environment for 36 hours at 20 ° C.
Результаты даны в табл. 2.The results are given in table. 2
Из табл. 2 видно, что добавление к вспенивающему составу ингибитора коррозии И-25-Д в количестве 0,52 мас.% снижает скоростькоррозииFrom tab. 2 shows that the addition to the foaming composition of the corrosion inhibitor I-25-D in the amount of 0.52 wt.% Reduces the rate of corrosion
металла на 62-87%. Оптимальной концентрацией ингибитора в пенообразующем составе следует считать 1-2мас.% При концентраци х меньших 1% скорость коррозии резко возрастает,metal at 62-87%. The optimum concentration of inhibitor in the foaming composition should be considered 1-2% by mass. At concentrations less than 1%, the corrosion rate increases dramatically,
при увеличении ее более 2% скорость коррозии сникаетс незначительно.with an increase of more than 2%, the corrosion rate drops slightly.
Испытани на модели скважин показали , что эффективность удалени жидкости (количество удал емой жидкости, приход щейс на единицу объема израсходованного газа) находитс в пределах 2,1 - 3,4 кг/м .Tests on the well model showed that the removal efficiency of the fluid (the amount of fluid removed per unit volume of gas consumed) is in the range 2.1 to 3.4 kg / m.
(прототип)(prototype)
О 0.5About 0.5
1one
1.51.5
22
100 38 23 14 13100 38 23 14 13
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU833573555A SU1164402A1 (en) | 1983-04-01 | 1983-04-01 | Foaming composition for removing liquid from gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU833573555A SU1164402A1 (en) | 1983-04-01 | 1983-04-01 | Foaming composition for removing liquid from gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1164402A1 true SU1164402A1 (en) | 1985-06-30 |
Family
ID=21057071
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU833573555A SU1164402A1 (en) | 1983-04-01 | 1983-04-01 | Foaming composition for removing liquid from gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1164402A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2642743C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-01-25 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method for preparing the foam converter in order to remove liquid from the bottomhole of gas and gas condensate wells |
-
1983
- 1983-04-01 SU SU833573555A patent/SU1164402A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US IP 3773110, кл. 166/309, опублик. 1973. Авторское свидетельство СССР № 905439, кл. Е 21 В 43/27, 1982. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2642743C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-01-25 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition and method for preparing the foam converter in order to remove liquid from the bottomhole of gas and gas condensate wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100448829C (en) | Glycidyl ether end-capped acetylenediol ethoxylate surfactant | |
| CN101942293B (en) | A kind of defoaming agent for drilling fluid | |
| NO318199B1 (en) | Antifoam compositions and methods | |
| US3948782A (en) | Drilling with low viscosity fluids | |
| CN109988301B (en) | Concrete defoamer, preparation method and application thereof | |
| SU1164402A1 (en) | Foaming composition for removing liquid from gas wells | |
| US4552686A (en) | Corrosion inhibiting composition and method | |
| CN111088009B (en) | Reinforced oil-resistant foam drainage agent composition, preparation method thereof and drainage and gas production method | |
| CN111088020B (en) | Method for discharging liquid and producing gas by adopting salt-resistant oil-resistant solid foam drainage agent composition | |
| US4765408A (en) | Micellar slug for oil recovery | |
| MXPA05002403A (en) | Gas hydrate inhibitors. | |
| CN105693926B (en) | A kind of high-performance environment protection type dynamic hydrate inhibitor and its synthetic method | |
| CN111088010B (en) | Reinforced salt-resistant oil-resistant foam drainage agent composition and preparation method and application thereof | |
| CN109681168A (en) | Using the method for oil resistant foaming water discharge agent composition liquid discharging gas producing | |
| CN109679612B (en) | Solid oil-resistant foam drainage agent composition, preparation method and application thereof | |
| CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
| CN109679619B (en) | Solid oil-resistant foam drainage agent composition and preparation method and application thereof | |
| RU2151780C1 (en) | Method of preparing demulsifier | |
| CN109681167B (en) | Method for discharging liquid and producing gas by adopting solid oil-resistant foam water discharging agent composition | |
| EP0523111B1 (en) | Branched ether surfactants and their use in an enhanced oil recovery process | |
| RU2034894C1 (en) | Reagent for prevention of asphaltene-resin-paraffin deposition | |
| CN109681176B (en) | Method for liquid drainage and gas production by adopting oil-resistant foam drainage agent composition | |
| CN109681177A (en) | Using the method for foam discharging agent composition liquid discharging gas producing | |
| CN114106805A (en) | Corrosion inhibition type foaming agent and preparation method thereof | |
| CN111088015A (en) | Salt-resistant oil-resistant solid foam drainage agent composition and preparation method and application thereof |