RU2702784C1 - Состав для ингибирования отложения солей - Google Patents

Состав для ингибирования отложения солей Download PDF

Info

Publication number
RU2702784C1
RU2702784C1 RU2018135936A RU2018135936A RU2702784C1 RU 2702784 C1 RU2702784 C1 RU 2702784C1 RU 2018135936 A RU2018135936 A RU 2018135936A RU 2018135936 A RU2018135936 A RU 2018135936A RU 2702784 C1 RU2702784 C1 RU 2702784C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
water
methanol
calcium
solution
Prior art date
Application number
RU2018135936A
Other languages
English (en)
Inventor
Алексей Герольдович Телин
Алсу Венеровна Фахреева
Виктор Владимирович Рагулин
Дмитрий Владимирович Каразеев
Александр Иосифович Волошин
Владимир Анатольевич Докичев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр"
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр", федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный авиационный технический университет" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр"
Priority to RU2018135936A priority Critical patent/RU2702784C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2702784C1 publication Critical patent/RU2702784C1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • 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
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • 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
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/14—Nitrogen-containing compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений кальция и бария, которые могут быть использованы в нефтяной промышленности, в частности, в скважинах и на скважинном оборудовании, в системе сбора, подготовки и транспорта нефти. Технический результат - повышение ингибирующей способности и снижение коррозионной агрессивности. Состав для предотвращения выпадения труднорастворимых в воде карбоната кальция, сульфатов кальция и бария, включающий оксиэтилидендифосфоновую, нитрилотриметилфосфоновую кислоты, моноэтаноламин, метанол и воду, дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил в виде его раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 8,0-12,0, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 2,0-3,0, моноэтаноламин - 10,0-12,0, гидролизованный полиакрилонитрил в виде указанного раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 (на сухое) - 0,38-0,63, метанол - 36,0 - 44,0, вода – остальное. 5 табл.

Description

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений кальция и бария, которые могут быть использованы в нефтяной промышленности, в частности, в скважинах и на скважинном оборудовании, в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.
Известен состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии по патенту РФ 2504571, C09K 8/528, опубл. 20.01.2014, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата КФК: одноатомный спирт С1-С4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт С1-СЗ, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомныйспирт:глицеринили продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0 30,0, минерализованная вода остальное.
Недостатком данных составов является низкая эффективность ингибирования солевых отложений, значительная коррозионная агрессивность и неустойчивость смеси во времени, сопровождающаяся выпадением мелкодисперсных осадков из раствора.
Известен состав для предотвращения неорганических солеотложений по патенту РФ №2417954, C02F 5/14, оп. 10.05.2011, включающий оксиэтилидендифосфоновую кислоту, метиловый спирт, моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроксида аммония и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 16,1-24,9; метиловый спирт - 36-44; моноэтаноламин или смесь моноэтаноламина и гидроксида аммония - 8,1-19,9; вода - остальное.
Недостатком состава является недостаточно высокая эффективность ингибирования сульфатных отложений кальция и бария, высокая коррозионная активность.
Наиболее близок к заявляемому по совокупности существенных признаков и достигаемому результату состав для предотвращения кальциевых отложений по патенту РФ №2179625, Е21В 37/00, C02F 5/10, опубл. 20.02.2002, со следующим соотношением компонентов, мас. %: оксиэтилидендифосфоновая кислота - 4-15; моноэтаноламин - 5-15; нитрилотриметилфосфоновая кислота - 15-25; гидроксилсодержащее соединение - 25-30; вода - остальное (прототип).
Недостатком состава-прототипа является недостаточно высокая эффективность ингибирования сульфатных отложений кальция и бария, высокая коррозионная активность.
Решаемая задача и технический результат заявляемого изобретения заключаются в создании состава, обладающего высокой ингибирующей способностью по отношению к неорганическим солевым отложениям как кальция, так и бария; и сниженной коррозионной агрессивностью.
Указанный технический результат достигается за счет того, что компоненты предлагаемого состава адсорбируются (осаждаются) на поверхности зародышевых солевых кристаллов и тем самым препятствуют застраиванию ячеек кристаллической решетки, примыкающих к ступеням роста. За счет этого рост кристаллов соли оказывается невозможным. Если вследствие блокирования движения ступеней роста процесс роста зародыша кристалла прекращается прежде, чем зародыш укрупнится до размеров, обеспечивающих его устойчивость, зародыш остается неустойчивым и разрушается. Введение в воду компонентов предлагаемого состава приводит к ингибированию солеотложений.
Поставленная задача решается тем, что предлагается состав для предотвращения выпадения труднорастворимых в воде карбоната кальция, сульфатов кальция и бария, включающий оксиэтилидендифосфоновую, нитрилотриметилфосфоновую кислоты, моноэтаноламин, метанол и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил в виде его раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Оксиэтилидендифосфоновая кислота - 8,0-12,0
Нитрилотриметилфосфоновая кислота - 2,0-3,0
Моноэтаноламин - 10,0-12,0
Гидролизованный полиакрилонитрил в виде указанного раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 (на сухое) - 0,38-0,63
Метанол - 36,0-44,0
Вода - остальное.
Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан, геопан - торговые названия гидролизованного полиакрилонитрила) - промышленный продукт, представляет собой однородную жидкость от светло - желтого до светло - коричневого оттенка, массовой долей сухого вещества в водном растворе от 18% до 21%. Плотность 1,1-1,3 г/см3 при 20°. Химическая формула:
Figure 00000001
Обладает высокой адсорбционной способностью на зародышах образующихся кристаллов солей, выполняя роль подложки для адсорбции фосфоновых кислот, предотвращая рост кристаллов. Образовавшиеся кристаллы остаются в мелкодисперсной форме, тем самым ингибируется образование крупных кристаллов.
Для приготовления заявляемого состава используют также следующие реагенты.
Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) - известный промышленный продукт, выпускаемый в форме кристаллов. Твердое соединение представляет собой белый порошок с легким бежевым или сероватым оттенком. Химическая формула - С2Н8О7Р2. ОЭДФ хорошо растворяется в кислотах, щелочах, этаноле, метаноле и воде. Кристаллическая форма может быть изготовлена, например, по ТУ 2439-363-05763441-2002.
Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) - промышленный продукт, выпускаемый в виде порошка. Бесцветный или слегка зеленоватый кристаллический сыпучий порошок. Химическая формула: C3H12N09P3. НТФ хорошо растворяется в пресной воде, кислотах, щелочах, метаноле. Кристаллическая форма может быть изготовлена, например, по ТУ 2439-347-05763441-2001.
Моноэтаноламин (МЭА) - промышленный продукт, выпускаемый, например, по ТУ 2423-065-05807977-2004. МЭА представляет собой вязкую бесцветную маслянистую жидкость, смешиваемую с водой во всех отношениях, плотностью 1,01-1,13 г/см3 при 20°С. Химическая формула - C2H7NO. МЭА является регулятором кислотности в композиции ингибитора солеотложения, так как вступает в реакцию нейтрализации с фосфоновыми кислотами и их кислыми солями.
Метиловый спирт (метанол) - промышленный продукт, выпускаемый, например, по ГОСТ 2222-95. Химическая формула - СН3ОН. Метанол представляет собой ядовитую бесцветную подвижную жидкость, смешиваемую с водой в любых соотн. Плотность метанола 0,79 г/см при 20°С. Метанол применяется в композиции ингибитора солеотложения для снижения температуры застывания и уменьшения вязкости ингибитора.
Заявляемый состав готовят смешением компонентов. Например, к 33 г воды добавляют при перемешивании последовательно 10 г ОЭДФ, 2 г НТФ, 12 г МЭА, 40 г метанола и 3 г геопана. Во время приготовления состава процесс нейтрализации раствора фосфоновых кислот МЭА проводят при охлаждении, не допуская повышения температуры выше 40°С. Каждый из компонентов добавляют в смесь только после полного растворения предыдущего.
В ходе лабораторных исследований определяли эффективность предлагаемого состава по ингибированию отложений карбоната кальция1 (1В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко Солеобразование в добыче нефти. - М.: Изд-во Орбита - М, 2004. - 432 с.) при температуре тестирования 80°С в следующей последовательности.
Приготавливается раствор ингибитора солеотложения путем растворения 100 мг реагента в небольшом количестве дистиллированной воды с последующим доведением объема раствора до 100 мл в мерной колбе таким образом, чтобы в 1 мл полученного раствора содержался 1 мг ингибитора солеотложения.
В серию колб емкостью 250 мл помещалось соответствующее количество раствора хлористых солей, добавлялось требуемое количество ингибитора солеотложения, затем в колбу приливалось соответствующее количество раствора гидрокарбоната натрия для создания модельного раствора.
Пробы с ингибитором и без него - «холостая» проба - термостатировались при температуре 80°С в течение 4 часов. После охлаждения проб отфильтровывался выпавший осадок. Остаточное содержание в растворе катионов кальция определялось трилонометрическим титрованием.
Эффективность ингибирования (Э, %) рассчитывалась по формуле:
Э=(Ср-Сх)⋅100/(С0-Сх), %
где Ср - содержание ионов кальция в пробе с ингибитором солеотложения после термостатирования, мг/л;
Сх - содержание ионов кальция в «холостой» пробе, мг/л;
С0 - содержание ионов кальция в исходном растворе, мг/л.
Проводилось два параллельных определения эффективности соответствующего ингибитора солеотложения при каждой дозировке. Рассчитывалось среднее арифметическое из результатов параллельных измерений.
Седиментационную устойчивость водных дисперсных систем:
CaSO4 - ингибитор солеотложения изучали при 80°С;
BaSO4 - ингибитор солеотложения - при 25°С
на инструментальном комплексе для измерения дисперсионной стабильности «Turbiscan Tower» (Formulaction SA).
Технология Turbiscan основана на многократном оптическом сканировании виалы с образцом по высоте с регистрацией двух профилей: пропускания и обратного рассеивания ИК-излучения. Полученные профили изменений сигналов по высоте образца и во времени использовались для количественной интерпретации изменений, проходящих в исследуемом образце. Показателем устойчивости дисперсной системы служит Индекс стабильности Turbiscan (TSI), чем выше значение (TSI), тем менее устойчив данный образец.
Эффективность ингибирования образования солей можно определить по уравнению:
Figure 00000002
где TSI0 - индекс стабильности в отсутствие ингибитора;
TSIing - индекс стабильности в присутствие ингибитора.
Для исследования защитного эффекта ингибиторов солеотложения использовали модели вод следующего состава:
- в отношении ингибирования карбоната кальция, мг/л: Са2+ - 250; Mg2+ - 85; Na+ - 3048; Cl- - 4425; НСО3 - - 1658;
- в отношении ингибирования гипса, мг/л: Са2+ - 4912,4; Mg2+ - 74,5; Na+ - 2863,0; Cl- - 11758,7; SO4 2- - 5245,1;
- в отношении ингибирования сульфата бария, мг/л: Ва2+ - 157,2; Na+ - 5966,3; Cl- - 9180,4; SO4 2- - 135,1 мг/л.
Одновременно с предлагаемым составом ингибитора солеотложения исследовалась эффективность состава ингибитора солеотложения по прототипу (РФ №2179625), а также по одному из аналогов, имеющему в своем составе, подобно заявляемому, гипан (РФ №2504571) (гипан, геопан - торговые названия гидролизованного полиакрилонитрила).
Приготовление состава-прототипа: к 4 г ОЭДФ добавляют 15 г НТФ, кислоты растворяют в 51 г воды, нейтрализуют 5 г МЭА и добавляют 25 г метанола. Смесь перемешивают до получения однородного продукта.
Приготовление состава-аналога. К 70,0 мас. % пластовой воды минерализацией 250 г/л добавляют при постоянном перемешивании
2,0 мас. % фторПАВ марки Полизам - 05;
2,0 мас. % гексаметафосфата натрия;
1,0 мас. % гипана
и перемешивают до растворения полимера.
Затем дозируют 25 мас. % смеси карбамидно-формальдегидного концентрата в изопропиловом спирте (ИПС) в объемном соотношении 3:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин. до получения однородной массы.
Заявляемые составы и эффективность их действия в отношении ингибирования выпадения соответствующих труднорастворимых солей представлены в таблицах 1-3.
Figure 00000003
Figure 00000004
Эффективность ингибирования выпадения карбоната кальция заявляемым составом в диапазоне дозировок 10-50 мг/л превосходит эффективность действия состава по прототипу и аналогу (таблица 2).
Figure 00000005
Figure 00000006
Эффективность ингибирования выпадения сульфата кальция и барита заявляемым составом в диапазоне дозировок 10-100 мг/л превосходит эффективность действия состава по прототипу и аналогу (таблица 3).
Зависимость коррозионной агрессивности заявляемых составов от содержания МЭА представлена в таблице 4. Там же приведены данные по коррозионной агрессивности состава аналога и прототипа.
Figure 00000007
При добавлении в заявляемые составы 10-12 мас. % МЭА, в зависимости от содержания фосфорсодержащих реагентов, его коррозионная агрессивность находится на уровне слабоагрессивной в коррозионном отношении жидкости (РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987 г. стр. 9). Снижение содержания МЭА в составе ниже 10 мас. % нежелательно, ибо увеличивается его коррозионная агрессивность. Повышение содержания МЭА выше 12 мас. % увеличивает щелочность состава и снижает его ингибирующую активность (таблица 4).
Данные по температуре застывания составов при различном содержании метанола представлены в таблице 5. Там же приведены данные по температуре застывания состава аналога и прототипа.
Figure 00000008
Не рекомендуется снижение содержания метанола в заявляемых составах ниже 36 мас. % из-за повышения температуры застывания состава выше минус 40°С.
Таким образом, разработанный состав имеет высокую ингибирующую активность в отношении выпадения как карбоната кальция, так и сульфатов кальция и бария, превосходя по эффективности действия прототип и состав-аналог. Разработанный состав также обладает сниженной коррозионной агрессивностью и является морозостойким.

Claims (2)

  1. Состав для предотвращения выпадения труднорастворимых в воде карбоната кальция, сульфатов кальция и бария, включающий оксиэтилидендифосфоновую, нитрилотриметилфосфоновую кислоты, моноэтаноламин, метанол и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит гидролизованный полиакрилонитрил в виде его раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
  2. Оксиэтилидендифосфоновая кислота 8,0-12,0 Нитрилотриметилфосфоновая кислота 2,0-3,0 Моноэтаноламин 10,0-12,0 Гидролизованный полиакрилонитрил в виде указанного раствора с плотностью от 1,1 до 1,3 г/см3 (на сухое) 0,38-0,63 Метанол 36,0-44,0 Вода Остальное
RU2018135936A 2018-10-10 2018-10-10 Состав для ингибирования отложения солей RU2702784C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018135936A RU2702784C1 (ru) 2018-10-10 2018-10-10 Состав для ингибирования отложения солей

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018135936A RU2702784C1 (ru) 2018-10-10 2018-10-10 Состав для ингибирования отложения солей

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2702784C1 true RU2702784C1 (ru) 2019-10-11

Family

ID=68280004

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018135936A RU2702784C1 (ru) 2018-10-10 2018-10-10 Состав для ингибирования отложения солей

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2702784C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732900C1 (ru) * 2020-02-17 2020-09-24 Общество с ограниченной ответственностью "Иркутская нефтяная компания" (ООО "ИНК") Состав для ингибирования гидратообразования

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2179625C1 (ru) * 2001-04-26 2002-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" Состав для предотвращения кальциевых отложений
RU2385892C1 (ru) * 2008-10-23 2010-04-10 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Способ стабилизации соленасыщенного бурового раствора
RU2417954C1 (ru) * 2009-10-05 2011-05-10 Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") Состав для предотвращения неорганических отложений
RU2504571C2 (ru) * 2011-09-21 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии
RU2504642C2 (ru) * 2012-03-26 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" Способ ингибирования образования гидратов углеводородов
RU2541666C1 (ru) * 2013-10-18 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" Буровой раствор для стабилизации глинистых пород

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2179625C1 (ru) * 2001-04-26 2002-02-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" Состав для предотвращения кальциевых отложений
RU2385892C1 (ru) * 2008-10-23 2010-04-10 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Способ стабилизации соленасыщенного бурового раствора
RU2417954C1 (ru) * 2009-10-05 2011-05-10 Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") Состав для предотвращения неорганических отложений
RU2504571C2 (ru) * 2011-09-21 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии
RU2504642C2 (ru) * 2012-03-26 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" Способ ингибирования образования гидратов углеводородов
RU2541666C1 (ru) * 2013-10-18 2015-02-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" Буровой раствор для стабилизации глинистых пород

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732900C1 (ru) * 2020-02-17 2020-09-24 Общество с ограниченной ответственностью "Иркутская нефтяная компания" (ООО "ИНК") Состав для ингибирования гидратообразования

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103265696B (zh) 一种季戊四醇核端膦酸端基树枝状聚合物及其制备方法和用途
DE1792242A1 (de) Verfahren zum Unterbinden von Kesselsteinbildung
JPH03185341A (ja) 水性系における有効成分濃度の検出方法
RU2702784C1 (ru) Состав для ингибирования отложения солей
RU2447197C1 (ru) Состав для предотвращения отложений неорганических солей
ES2430830T3 (es) Biodegradabilidad mejorada de formulaciones antiincrustantes
BR102014010005B1 (pt) Processo para obter copolímeros aleatórios, copolímero, e, uso de um copolímero
US3738937A (en) Polyalkylene polyamino polykis methylene phosphonic acids and salts thereof and methods for producing same
US3873465A (en) Phospho-ester composition for scale and corrosion inhibition
RU2505623C1 (ru) Состав для предотвращения неорганических отложений
DE2749719A1 (de) Korrosionsschutzmittel und/oder kesselsteinverhuetungsmittel
CN103254428B (zh) 一种三羟甲基丙烷核端膦酸端基树枝状聚合物及其制备方法和用途
RU2705645C1 (ru) Ингибитор гидратообразования
US3613788A (en) Methods for the treatment of terrestrial fluid reservoirs
Dąbrowski et al. Calcium carbonate equilibria in water supply systems
RU2641044C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
MX2011005186A (es) Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.
RU2307798C1 (ru) Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты)
JPH0630785B2 (ja) 水性系の腐食、及びスケールの形成及び析出を抑制する方法
BR112014028060B1 (pt) Agente de controle em escala para inibir depósito ou formação em escala em sistema aquoso altamente ácido e processo para inibir ou prevenir formação em escala em substrato com superfície em contato com sistema aquoso altamente ácido
US11384187B2 (en) Process to obtain random terpolymers derived from itaconic acid, aconitic acid and/or its isomers, and alkenyl sulfonates and use of the product thereof
RU2272904C1 (ru) Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин
US4661261A (en) Alumina stabilization in industrial waters
Athanassopoulos et al. Barium sulfate crystal growth and inhibition: Implications of molecular structure on scale inhibition
CN108159886A (zh) 反渗透膜阻垢制剂