Ингибиторы солеотложений

Рис. 135. Гипотетическая изотерма действия ингибиторов солеотложений.

В зависимости от условий применения ингибиторы солеотложения должны обладать [c.245]

Ингибитор солеотложений, для удаления гипса из скважин [c.19]

Концентрированный раствор ингибитора солеотложений в обрабатываемой среде обычно получают закачкой реагента в призабойную зону пласта. Количество ингибитора (в расчете на 100 %-ный реагент) для одного цикла закачки рассчитывают по заданному сроку защиты объекта от отложений солей (Гк рит) [c.249]

Эффективность ингибиторов солеотложения для моделей пластовых вод некоторых месторождений Татарии (%) приведена в табл. 67. [c.242]

Латекс Ингибитор солеотложений ПАВ Нефть Вода 3,0-5.5 55 0Л0-и35 1 ,3-2>,1 ДО 100 Предотвращение образования солей при сборе нефти А. с. 916523 [c.279]

На рис. 142 приведена гипотетическая кривая роста объемов внедрения химических реагентов на условном объекте. Наблюдается периодичность в изменении темпов роста вводимой в систему добычи нефти массы химических веществ. Эта периодичность тесно связана с основными процессами разработки месторождения. Зона I на рис. 146 характеризует период преимущественного внедрения химических реагентов, применяемых при изоляции скважин на стадии массового строительства добывающих и нагнетательных скважин. Зона II отражает период преимущественного внедрения деэмульгаторов нефти, зона III — ингибиторов солеотложения, зона IV—химических реагентов для повышения нефтеотдачи и т. д. При этом постепенное снижение темпа роста в каждой зоне, главным образом, объясняется уменьшением удельного расхода химических реагентов вследствие закономерного улучшения технологии применения реагентов и их качества. Сказанное иллюстрируется фактическими данными по динамике внедрения химических реагентов на конкретном объекте (рис. 143). Снижение темпов в зоне II объясняется совершенствованием технологии химического деэмульгирования [c.256]

Эффективность ингибиторов солеотложения для моделей промысловых вод объектов ПО Оренбургнефть %, приведена в табл. 68. [c.243]

Основа ингибиторов солеотложений [c.33]

Обработка ПЗП с целью восстановления проницаемости, удаление отложений гипса Компонент (0,1—10%) в составах ингибиторов солеотложений [c.27]

Стабилизатор и регулятор вязкости эмульсий для обработки ПЗП с высокой температурой Компонент ингибиторов солеотложений, пенообразующий [c.15]

Компонент (20—30 %) ингибиторов солеотложений Регулятор температуры разрушения эмульсии, используемой при ГРП [c.21]

Компонент (35 %) ингибиторов солеотложений [c.21]

Ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения (0,1 —10%) и бактерицид [c.27]

Добавка к ПАА для изоляции притока пластовых вод, компонент ингибиторов солеотложений [c.21]

Компонент ингибиторов солеотложений добавка к ПАА для изоляции притока пластовых вод, 17 %-й р-р в сочетании с гипаном (1. - 1) дает водостойкие гели (для изоляции) Ингибитор микробиологической коррозии, компонент состава для снижения образования НгЗ в пласте, структурирующий агент тампонирующих составов [c.25]

Ингибитор солеотложений, стабилизатор пен [c.27]

Стабилизатор гелеобразования, добавка к ПАВ для повышения поверхностной активности, ингибитор солеотложения препятствует разложению полимерных р-ров [c.27]

Компонент (10 %) в составе ингибиторов солеотложений, добавка к воде, закачиваемой в пласт, для улучшения смачивав мости [c.31]

Ингибитор солеотложений, ингибитор коррозии [c.45]

Бактерицид, добавка в МР, ингибитор солеотложений, ингибитор коррозии при закачке в пласт гор морской воды, основа составов для удаления АСПО [c.33]

С каждым годом увеличивается использование в нефтедобыче мак зомолекулярных соединений, что связано с возможностью эффективно регулировать вязкость систем. Полимеры применяют как загустители воды при полимерном заводнении, вводят в составы тампонирующих материалов при изоляции притока пластовых вод они способствуют снижению гидравлических сопротивлений при транспорте нефти и т. д.. Многие из представленных соединений обладают полифункцнональными свойствами, т. е. являются одновременно и ингибитором коррозии, и ингибитором солеотложений и деэмульгатором. Количественное соотношение компонентов в составе, дозировка и объемы используемых растворов должны подбираться эксперимен- [c.8]

Ингибитор микробиологической коррозии, поглотитель НаЗ в пласте (400 мг/л), бактерицид, компонент в составе ингибиторов солеотложений [c.35]

Добавка к растворам H I при обработке ПЗП, компонент в составах ингибиторов солеотложений [c.39]

Компонент в составе ингибиторов солеотложений То же, ингибитор коррозии [c.39]

Ингибитор солеотложений, катализатор в составах при изоляционных работах [c.51]

Загуститель воды при заводнении пластов, компонент (10—20 мг/л) ингибиторов солеотложений [c.55]

Ингибитор солеотложений, загущающий агент [c.59]

Побочные эффекты. Наиболее нежелательный сопутствующий момент — повыщение коррозионной активности среды при добавлении ингибитора солеотложения. Например, добавление некоторых импортных реагентов (Р-1 и Р-4) в пресную воду существенно повышает ее коррозионную активность. При этом скорость коррозии стали по мере разбавления раствора резко возрастает от 0,7 г/(м .ч) (1007о-ный реагент) до [c.247]

Показано [165], что на основе этих соединений и комплексов могут быть созданы высокоэффективные экологически чистые ингибиторы коррозии (включая коррозионно-усталостное разрушение, фреттинг-коррозию) углеродистых сталей в водных средах с различными значениями pH и в биологически активных средах. Они хорошо зарекомендовали себя в различных областях техники как ингибиторы солеотложения. Кроме того, соединения и комплексы, содержащие переходные металлы и их соли, снижают пористость защитных лакокрасочных покрытий, повышают продолжительность их набухания, способствуют сохранению адгезии, а также позволяют улучшать антифрикционные, противоизносные и противопитгинговые свойства масел. [c.292]

Ингибитор кислородной коррозии, стимулятор гелеобразова-ния ПАА (гидролизованного) р. ац. Ингибитор солеотложений при эт. повышенных температурах (10 кг/мЗ) [c.11]

Стабилизатор и регулятор вязкости МР, гелеобразующий агент, компонент в составах для удаления СаСО и Mg Oз Ингибирующая добавка [для сокращения индукционного периода реакции полимеризации акриламида (0,54—2,4 %)] Ингибитор солеотложений СаСОз [c.13]

Добавка к ПАВ для снижения адсорбции и улучшения смачивающей способности Пенообразующий агент, компонент в составе для изоляции притока пластовых вод Катализатор реакции к-ты с карбоната.ми, ингибитор выпадения гипса при СКО (3—4 %) Компонент состава при ТГХВ, стабилизатор гелеобразования, флокулянт при очистке пластовых вод (разрушает стойкую водонефтяную эмульсию) Ингибитор солеотложений (0,001-1,0 %) [c.19]

Компонент ингибиторов солеотложений, добавка в составы для предотвращения образования при изоляцпи притока пластовых вод [c.21]

ГТредотвращекие образования НгЗ в пласте, стабилизатор эмульсий и пей при повышенных температурах, компонент ингибиторов солеотложений Катализатор реакции кислоты с карбонатами [c.25]

Компонент в составах для изоляции притока пластовых вод, ингибитор солеотложений СаЗО , Вэ804 (используют в пгесной воде, в минерализованной воде закупоривает поры породы) [c.55]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология