SU1543052A1

SU1543052A1 - Coctab для oбpaбotkи oбboдhehhыx плactobыx флюидob

Info

Publication number: SU1543052A1
Application number: SU874298497A
Authority: SU
Inventors: Lyudmila B Lyalina; Mikhail G Isaev; Pavel M Yuzhaninov; Aleksandr D Cherkasov; Svetlana A Runets
Original assignee: Perm Gni Pi Neftyanoj Promy
Priority date: 1987-07-08
Filing date: 1987-07-08
Publication date: 1990-02-15

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для обработки пластовых флюидов, и может быть использовано для одновременного предотвращения отложений солей и асфальтосмрлопарафиновых веществ (АСПО) и предотвращения от коррозии при добыче обводненной нефти из скважин как с низким, так и с высокими давле- эд ниями.

Цель изобретения - повышение эффективности предотвращения отложений солей, асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПО) и коррозии скважинного 15 оборудования при одновременном предотвращении образования стойких эмульсий.

включающий фосфорсодержащий солеотложения и веществодополнительно содержит АСПО твердого состояния и коррозии твердого состояКроме того, применение предлагаемого состава обеспечивает длительную, постоянную по сравнению с известным составом поставку ингибирующих компонентов в эффективных концентрациях в добываемые флюиды при всех возможных соотношениях нефти и воды.

Состав для обработки пластовых флюидов, ингибитор носитель, ингибитор ингибитор ния, а в качестве фосфорсодержащего ингибитора солеотложения - оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) или нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), в качестве вещества-носителя кубовый остаток производства первичных аминов С_4?-С_го при следующем соотношении ингредиентов, мас,%:

Ингибитор солеотложе-. ния - оксиэтилидендифо-сфоновая кислота или нитрилотриметилфосфоновая кислота Ингибитор АСПО твердого состояния Ингибитор коррозии твердого состояния. Кубовый остаток производства первичных аминов С ,γ —С 20 Состав для обработки пластовых

29-36

12-18

Остальное флюидов готовят следующим образом, Перед введением фосфорсодержащего ингибитора солеотложения - нитрилотриметилфосфоновой кислоты или оксиэтилидендифосфоновой кислоты — вещество-носитель, представляющий собой кубовый остаток производства первич ных аминов С -С_го, нагревают до температуры его плавления 63-78°С, затем в расплав вводят фосфорсодержащий ингибитор солеотложения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту или ок.сиэтилидендифосфоновую кислоту и наряду с ним при перемешивании вводят ингибитор АСПО твердого состояния и ингибитор коррозии твердого состояния, после чего полученный состав охлаждают до отверждения при температуре окружающей среды. Полученную таким образом парафинообразную массу делят на куски и загружают в контейнер, который опускают в зону перфорации добывающих скважин.

В качестве ингредиентов состава можно использовать следующие вещества :

Вещество-носитель - отход производства - кубовый остаток .производства первичных аминов С^-С_2о, применяемых на флотационных фабриках калийного производства. Это твердая, воскообразная масса от желтого до светло-коричневого цвета, с резким неприятным запахом ограниченно растворима в воде, хорошо растворяется в спирте, хлороформе. Температура плавления равна от 63° до 78°С. Кубовые остатки содержат не более 40 мас.% углеводородов, не менее 56 мас.% первичных и вторичных аминов, в том числе не менее 22 мас.% первичных аминов.

Ингибиторы солеотложения: нитрилометилифосфоновая кислота (НТФ или ИСБ-1), белое кристаллическое вещество, растворимое в воде; оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), белый кристаллический порошок, растворима в воде.

Ингибиторы АСПО: ИПП-2 - сополимер на основе винилацетата, содержит 100% активного вещества, рыхлый белый, порошок, ИПП-3 - производное сополимера на основе акриламида, содержит 100% активного вещества, рыхлый белый порошок.

Ингибиторы коррозии: ИКБ-4 - продукт синтеза кубовых остатков синтетических жирных кислот с моноэтаноламином, твердре пастообразное вещество, коричневого цвета, диспергирует в воду и углеводороды,* ИКБ-2 смесь жирных кислот и оксиэтилированного этилендиамина, тврдое пастообразное вещество коричневого цвета, 'диспергирует в воду и углеводороды} ИКБ-6В - рмесь амидов кубовых остатков синтеза жирных кислот и полиэтиленполиамина с добавлением 0П-7 или ОП-10, пастообразное вещество.

Для получения состава осуществляют следующие операции в указанной последовательности: вещество-носителькубовый остаток производства первичных аминов С_п-С₂₀- нагревают до 6378°С, при этой температуре веществоноситель расплавляют; в вещество-но1,45 г ингибитора АСПО-И1ТП-2 и

0,6 г ингибитора коррозии ИКБ-4. Далее после перемешивания смесь охлаждали при комнатной температуре и получали твердый напоминающий парафин состав, со следующим соотношением ингредиентов,мае.%: ингибитор солеотложения 1,2, ингибитор АСПО 34,5, ингибитор коррозии 14,3, вещество-носитель - остальное (50 мае.%).

Аналогично получали другие составы с различным соотношением ингредиент ситель при перемешивании вводят поочередно ингибиторы солеотложения, АСПО и коррозии} полученный состав охлаждают при температуре окружающей среды.

В табл.1 показано количество растворившихся аминов.вещества-носителя предлагаемого состава в различных флюидах.

В табл.2 представлено содержание ингредиентов в предлагаемых составах, исследованных при проведении опытов.

В табл,3 приведена концентрация ингибитора солеотложения в пробах обводненной нефти, пропущенной через состав.

В табл.4 приведены данные по предотвращению АСПО ингибиторами ИПП-2, ИПП-3 в чистом виде при использовании предлагаемого и известного составов.

В табл.5 представлены данные о защитном эффекте от коррозии при использовании предлагаемого,известного составов и ингибиторов коррозии ИКБ-4 ИКБ-2, ИКБ-6В.

В табл.6 приведены данные, характеризующие деэмульгирующую способность предлагаемого, известного составов и деэмульгатора Сепарол V?-·41.

В табл.7 приведены данные о составе нефтей, использованных при проведении испытаний.

Эксперименты проводили следующим образом.

Прим е р. Приготовление состава. Для получения состава в лабораторных условиях брали 2,1 г вещества-носителя кубового остатка производства первичных аминов С_<7-С₂о, помещали его в фарфоровую чашку и нагревали на водяной бане до 78°С до полного расплавления аминов. Затем в этот расплав при непрерывном перемешивании вводили поочередно 0,05 г ингибитора солеотложения НТФ} тов.

5 В ходе лабораторных испытаний определяли степень растворения вещества носителя - кубового остатка производства первичных аминов С,_т-С_гов нефти, попутно добываемой воде, и в их сме20 сях.

Испытания проводили следующим о.бразом.

Навеску кубового остатка производства первичных аминов (1 г) по25 мещали в коническую колбу с флюидами, взятыми в объеме 100 мл, колбу закрывали пробкой и устанавливали в прибор для встряхивания колб. Через 1ч содержимое колбы отфильтровывали 30 под вакуумом через фильтр синяя лента. Остаток на фильтре взвешивали.

Количество растворившегося в течение 1 ч вещества-носителя в различ35 ных флюидах приведено в табл.1.

Данные, приведенные в табл.1_} показывают,что вещество—носитель будет растворяться одновременно и в нефти, и в воде, и в их смеси, т.е. 4θ оно не будет препятствовать одновременному выносу из состава водорастворимых и нефтерастворимых ингибиторов.

Степень вымывания ингибиторов солеотложения из состава определяли 45 следующим образом (табл.З), Состав нарезали на куски размером 1-3 см , помещали их в стеклянный цилиндр диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее 50 через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, которая далее через верхний кран собиралась в приемник. Таким образом имитировался процесс 55 прохождения пластовых флюидов через погруженный в цилиндр (скважину) состав.

Вещество-носитель - кубовый остаток производства первичных аминов

С_п-С_2О, ограниченно растворяясь в попутно добываемой воде и нефти, обеспечивает доступ ингибиторов в проходящую через них жидкость и те проявляют свои ингибирующие функции по всему пути движения. Через цилиндр с составом совместно пропускали в первый раз 400 мл нефти и 600 мл воды. Таким образом имитировалась 60%-ная обводненность, продукции скважины. Пропускаемая жидкость находилась в постоянном движении. Периодически через каждый час отбирали пробы вытекаемой из цилиндра жидкости в объеме 100 мл. При этом нефть из пробы отделялась в делительной воронке, а в воде определяли наличие ингибитора солеотложения НТФ или ОЭДФ Оценку эффективности составов по предотвращению АСПО (табл.4) проводили по известной, методике по следующим показателям: по отмыву пленки нефти этим составом; по величине дисперсий АСПО в среде предлагаемого состава; по характеристике свойств дисперсий в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).

При испытании на отмыв пленки нефти определяется процент отмыва пленки пластовой, водой со стенки стеклянной пробирки во времени (за 100% считают половину всей поверхности пробирки).

Принято: отмыв отличный - 70-90% за 30 с; отмыв хороший - 70-90% за 60 с; отмыв удовлетворительный 70-90% за 180 с; отмыв плохой - более 3 мин и в этом случае промысловое исследование реагента не рекомендуется . ~

При испытании на дисперсию определяют величину получаемых частиц парафина в пластовой воде при добавлении испытуемого реагента.

Результат считается отличным при величине дисперсий 0,1-3 мм (100%); хорошим - при величине дисперсий 0,15 мм (100%); удовлетворительным при величине дисперсий 0,1-7 мм (100%); неудовлетворительным - при величине дисперсий > 7 мм.

При последнем показателе реагент не рекомендуют к промысловому использованию.

Иллюстрацией диспергирования АСПО в пластовой воде с реагентом являются показатели по налипанию и замазыванию налипы парафина на стенки стеклянной конической колбы в‘% от рабочей поверхности.

Результат считается отличным, если налипы составляют до 5%; хорошим - до 10%; удовлетворительным до 40%; неудовлетворительным > 40%.

Регант, дающий налипы отложений выше 40% к промышленному использованию, не может быть рекомендован.

При замазывании (полосы) стенок колбы смолами в % от рабочей поверхности. Результат считается отличным, если замазывание не более 5%,' хорошим - до 20%; удовлетворительным - до 50%; неудовлетворительным - выше 50%.

Реагент, дающий последний результат, к промысловому использованию, не может быть рекомендован.

Определение первого показателя степень отмыва пленки нефти проводили следующим образом. В стеклянные пробирки наливали по 20 мл исследуемой нефти и выдерживали 30 мин для создания на поверхности пробирки пленки нефти. Затем нефть, из пробирки выливали и наливали туда пластовую воду того же месторождения, что и нефть, в количестве 10 мл и выдерживали 1 мин. После этого в пробирки вносили 10 мл нефти, пропущенной. через состав.. Пробирки закрывали пробками и переворачивали. Через 20 мин визуально определяли поверхность пробирки, т.е. освободившуюся от пленки нефти в процентах. Аналогично проводили контрольный опыт без реагента.

• Эффективность состава по отмыву . пленки нефти оценивали по разности значений величины поверхности, освобождавшейся от пленки нефти в данном и контрольном опытах.

Определение величины дисперсных частиц АСПО в пропущенных через состав средах проводили в следующей последовательности. 50 мл пластовой воды, пропущенной через состав, вносили в коническую колбу. Далее помещали в колбу отложения АСПО весом 2,5 г. Содержимое нагревали на плитке до полного расплавления осадка . Затем колбу охлаждали под 'струей воды, встряхивая ее круговыми движениями.При этом визуально фиксировали диспергирование АСПО, налипы и замазывание с.тенок конической колбы .

В ходе лабораторных испытаний определяли защитный эффект от коррозии предлагаемым составом и известным ингибитором коррозии ИКБ-4 (табл. 5) .

Испытания проводили следующим образом. Брали образцы стали марки 10 КП размером 25*20*0,5 мм. Эти образцы перед опытом обезжиривали, защищали от ржавчины, выдерживали 1 ч в эксикаторе, взвешивали на аналитических весах с точностью до четвертого знака. Затем эти образцы в количестве 5. шт, укрепляли в специальных держателях из инертного материала и помещали в и-образпую ячейку емкостью 250 мл, заполненную в первом случае пластовой водой с добавлением 100 мг/л ИКБ-4 обычным способом (непосредст- 20 венной дозировкой), а во втором заполненную водой, отделенной от нефти, после пропускания обеих через кусочки состава. Скорость движения среды 0,4 м/с, опыты проводились при ¢= 25 = +20°С. Определение скорости коррозии проводили по усредненным результатам двух опытов.

По истечении 6 ч образцы извлекали из ячеек, промывали поочередно бен-,θ зином, моющим раствором, проточной водой, затем дистиллированной водой, сушили,выдерживали в эксикаторе 1,ч и взвеп!ивали. Скорость (К) коррозии рассчитывали по потере веса образца до испытаний и после испытаний (в гчД/ч), а степень (Ζ) защиты от •коррозии , т.е. защитный эффект, рассчитывали по изменению скорости КОРРОЗИИ В КОНТРОЛЬНОМ ОПЫТе без дд состава и в опыте со средами, пропу- . щенными через состав, отнесенный к скорости коррозии в контрольном опы- . те, (в %) .,

К_о- К 1007=, ^р-о где и К - скорость коррозии образца в потоке агрессивной среды в контрольной и с составом пробе.

В ходе лабораторных испытаний была проверена деэмульгирующая способность состава (табл,6) Исследования проводились по следующей методике. Сначала готовили 30%-ную водонефтяную эмульсию путем взбивания миксером Воронеж-2 при скорости вращения ва ла 600 об/мин в течение 5 мин 70 мл нефти, пропущенной через ингибирующий состав, и 30 мл воды, также пропущенной через состав. Полученную эмульсию разливали в калибровочные центрифужные пробирки и центрифугировали в течение 15 мин при скорости. 4500 об/мин на центрифуге марки МР1»⁷-61 . После этого фиксировали количество' воды, выделившейся из эмульсии.

Для получения сравнительных данных брали исходные нефть и воду, не пропущенные через состав. Из них таким же образом готовили эмульсию, далее в нее дозировали эффективный деэмульгатор сепарол ΝΓ-41 из расчета 50 г/т нефти.

Далее эмульсию, содержащую сепарол, разливали в центрифужные пробирки, центрифугировали при тех же условиях и фиксировали количество отделенной воды.

Таким образом, предлагаемый состав способен растворяться одновременно как в нефти, так и в воде,т.е. при его’подаче в скважину он работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от солеотложений, АСПО, коррозии и предотвращает образование стойких дисперсных систем в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважины, в то же время как известный состав может растворяться только в нефти и при обводненности пластовых флюидов более 20% коагулирует и теряет свою работоспособность.

Claims

Формула Изобретения.

Состав для обработки обводненных пластовых флюидов, включающий фосфорсодержащий ингибитор солеотложения и^вещество-носитель, о т л и чающийся тем, что, с целью повышения эффективности предотвращения отложений, солей, асфальтосмолоцарафиновых веществ и коррозии скважинного оборудования при одновременном предотвращении образования стойких эмульсий, он дополнительно содержит ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений и ингибитор коррозии в твердом состоянии, а в качестве фосфорсодержащего ингибитора Солеотложения - оксиэтилеНдифосфоновую кислоту или нитрит-

11 1543052 .12 лотриметилфосфоновую кислоту, в качестве вещества-носителя - кубовый остаток производства первичных аминов С ₍₇-С_2опри следующем соотношении ингредиентов., мас.%: Оксиэтилидендифософоновая кислота или нитрилотриметил- 5 Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений в твердом состоянии Ингибитор коррозии в твердом состоянии Кубовый остаток производства первичных 29,0-36,0 12,0-18,0 фосфоновая кислота 1,0-4,0 аминов С,-, Табл Остальное и ц а 1

Состав флюидов: Соответствие обводен- Количество растворившихся нефть вода, ности продукции сква- аминов за 1 ч . об .% жины, об.% г 1 Эд 100 + 0 0 0,16 16 80 + 20 20 0,21 21 60 + 40 40 0,26 26 50 + 50 50 0,28 28 40 + 60 60 0,30 30 20 + 80 80 .0,35 35 0 + 100 100 0,40 10

Состав

14’

Гб

Таблица 2

Ингредиенты, мас.% Веществоноситель кубовый остаток производства первичных аминов ^С1Т^_С2О Ингибиторы солеотложения Ингибиторы АСПО Ингибиторы коррозии НТФ ОЭДФ ИПП-2 | ИПП-3 ИКБ-4 ИКБ-2 0,5 28 - 1 1 - Остальное 0-,5 - 28 • - 1 1. п 1,0 29 - 12 - н 1,0 29 - - 12 1! 1,5 - 30 ' - 14 1» 1,5 30 - 14 - Остальное 2,0 31 - 15 - 2,0 - 31 15 _ и_ 3,0 33 . . - - 16 _ !!_ 3,0 33 - 16. . - 3,5 - 34 17 . - _ 11__ . 3,5 34 - - 17 _^Г1— 4,0 36 - 18 - 4,0 - 36 - 18 11__ 4,5 - 37 19 - 4,5 37 — — 19

13 1543052 14

Таблица 3

Опыт Состав 1 Концентрация ингибитора солеотложения в пробах обводненной нефти, мг/л [² Τ’ 1 4 μ μ Р I⁸ 1 ’ 1 1-2 5 Месторождение А* Обводненность нефти 60% 2 10 1 3 0 0 4 2 3-4 2 2 5 4 4 3 6 7 3 3 9-10 3 4 5 3 7 7 6 2 5 4 13-14 7 3 3 4 5 6 2 3 4 5 15-16 18 14 15 16 18 5 18 2 12 6 Известный 2 0 1 0 0 0 I 1 1 7 1-2 4 ‘ 3 Обводненность 0 нефти 3 20% 0 0 5 2 1 8 4-3 3 3 6 5 5 5 7 6 4 9 9-10 4 4 7 4 5 5 6 3 3 10 13-14 7 7 6 5 . 4 3 3 5 2 1 1 15-16 1 1 18 5 15 17 19 21 7 14 12 Известный 2 1 1 3 2 1 1 1 1 13 1-2 1 1 Месторождение Обводненность 2 нефти 3 60% 0 5 0 1 2 14 3-4 3 2 2 6 8 .4 3 5 3 15 9-10 7 5 2 5 3 5 2 4 4 16 13-14 5 4 5 ⁷ 3 4 3 4 2 2 1 7 15-16 7 8 ! 9 10 13 14 5 3 5 18 Известный 1 5 0 0 0 3 2 2 1 19 Г-2 3 0 Обводненность 1 нефти 1 20% 1. ' 0 0 1 2 20 3-4 3 7 5 8 6 7 9 4 4 21 9-10 8 3 4 5 . 3 6 5 2 7 22 13-14 2 5 4 3 7 3 3 6 5 23 15-16 6 9 8. 16 15 8 7 21 14 24 Известный 0 0 1 7 0 0 2 1 1

Месторождение В Обводненность нефти 60%

25 1-2 0 1 2 3 3 1 0 0 4 26 3-4 2 6 2 5 8 2 6 7 6 27 9-10 2 5 2 6 5 7 2 6 4 28 13-14 7 2 7 2 2 5 2 3 3 29 15-16 16 10 19 9 21 1 7 7 8 3 30 Известный 2 3 1 0 0 5 0 0 1 Обводненность нефти 20% 31 1-2 1 0 1 1 0 5 2 1 1 32 3-4 2 2 5 6 3 4 5 3 3 33 9-10 4 8 4 7 5 6 4 5 5 34 13-14 5 6 9 5 7 9 2 3 2 35 15-16 13 14 9 . 18 13 3 21 5 7 36 Известный 1 . 1 2 3 4 0 0 1 2

:15

Таблица 4 — опыт;

Ингредиенты состава, мас,%

Инги- Инги- Инги- Вещест- битор битор битор во-но- соле- АСПО корро- ситель отло- ЗИИ жения (ИКБ-4 (НТФ или или ИКБ-2) ОЭДФ)

Данные по предотвращению

АСПО

¹----------- Отмыв Дисперсия, Налипа- Зама- пленки мм % ние, % зыва- нефти,. ние, % с, %

Для вод и нефти месторОждеия Б*

Для ингибитора ИЛИ-2 в чистом виде 12 - 100 - 60/80 0,1-3/100 До 5 До 20 Хорошо Отлично Отлич- Хорошо Для предлагаемого состава с ИПП-2 пи 13 1 29 12 Остальное 60/80 0,1-3/100 До 4 До 20 Хорошо Отлично Отлично Хорошо 14 2 31 15 Остальное 60/90 0,1-3/100 До 5 До 20 Хорошо Отлично Отлично Хорошо 15 3 ³³ 16 Остальное 60/90 0,1-3/100 До 4 До 20 Хорошо Отлично Отлично Хорошо 16 4 36 18 Остальное 60/90 0,1-3/100 До 4 До 20 Хорошо Отлично Отлично Хорошо Для ингибитора ИПП-3 в чистом виде •17 - 100 - 180/80 0,1-5/100 До 2 До 3 Удовлет- Хорошо Отлично Отлично

воритель-

Для предлагаемого состава но с ИПП-3 18 1 29 12 Остальное 180/90 0,1-3/100 До 3 До 3 Удовлетворительно Отлично Отлично Отлично 19 2 31 15 Остальное 180/90 0,1-5/Ю0 До 2 До 3 Удовлетворительно Хорошо Отлично Отлично 20 3 33 16 Остальное 180/90 0,1-5/100 До 2 До 2 Удовлетворительно Хорошо Отлично Отлично 21 4 36 18 Остальное 180/90 0,1-3/100 До 2 До’З Удовлетворительно Отлично Отлично Отлично Для известного состава 22 - - - - 7180/10 > 7/100 >40 >50 Неудов- Неудовлет- .Неудов- Неудов- левтво- воритель- летвори- летво- ритель- но тельно ритель-

но но

Таблица 5

Опыт Ингредиенты состава, маб.Х Защита от коррозии НТФ или ИПП-2 ИКБ-4 Вещество- Скорость Задитвый ОЭДФ или ИЛИ носитель· коррозии, эффект, ипп-з ИКВ-2 г· М^г/ч X ИЛИ ИКВ-6В Для вод и-нефтей месторождения,Б* Для ингибитора ИКВ-4 в чистом виде 17 - -- - 100 - 0,2093 55,01 Для предлагаемого состава с ИКБ-4 18 1 29 12 Остальное 0,1542 63,51 9 2 31 15 0,1125 73,42 20 3 33 16 0,0958 77,37 21 4 36 18 0,0917 78,49 Для ингибитора ИКБ-2 в чистом виде 22 * - 100 - 0,2047 56,92 Для предлагаемого состава с ИКБ-2 23 . 1 29 12 Остальное 0,1569 62,43 г£ 2 31 15 0,1436 69,15 3 33 16 — 0,1203 72, «7 26 4 36 18 0,0903 81,27 Для ингибитора ИКВ-6В в чистом виде 27 - - 100 - 0,2987 46,32 Для предлагаемого состава с ИКБ-бВ 28 1 29 12 Остальное 0,2432 51 ,78 29 2 31 15 0,2027 58,32 30 3 33 16 0,2037 63,14 31 4 36 18 - — 0,1212 72,03 Для известного состава 32 - - - - 1,2364 0 --—- ---- ----— «а.» —--------- .—. —

Таблица 6

Опыт Ингредиенты состава, мас.Х Деэмульгируюцая ..а. — -.— ____, , - , __________ способность НТФ или шт-2 ИКЕ-4 Вещество- Количество от- ОЭДФ ИЛИ ИКБ-2 носитель делившейся воды, итт-з НКБ-6В X

Месторождение В

Для деэмульгатора Сепарол ИБ-41

31 - - - - 29,3 Для предла гаемого с< остава НТФ ИПП-2 ИКБ-4 32 1 .29 12 Остальное . 29,3 33 2 31 '15 29,3 34 3 33 16 29,5 35 4 36 18 __ы_ 29,3 ОЭДФ ипп-з ИКБ-2 36 1 29 12 Остальное 29,3 37 2 31 15 29,5 38 3 33 16 _ι:_ 29,6 39 4 36 18 29,5 НТФ ИПП-З ИКБ-6В 40 1 29 12 29,4 41 2 31 15 _ и_ 29,4 42 3 33 16 29,5 43 4 36 18 _ 11_ 29,4 44 Для известного сост ава 0 45 Без доба: вления реагента (‘'холостой'' опыт)

19 1543052 ²⁰

Таблиц а 7

Нефть Плотность нефти, г/см³ Состав нефти, % Смолы I Асфальтены | Парафины А 0,812 4,26 0,32 . 5,64 Б 0,879 14,70 2,79 4,56 в. 0,832 10,55 0,53 4,44