Состав для предотвращения отложений неорганических солей

Состав для предотвращения отложений неорганических солей

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Повышение эффективности предотвращения солеотложений достигается за счет введения в призабойную зону пласта ингибирующего состава на водной основе, содержащего (мас.%) нитрилотриметилфосфоновую кислоту 1- 4%, плавиковую кислоту 1-5%, неиогенное поверхностно-активное вещество 0,1-0,2%, отход процесса гидратации окиси этилена 5-25%. Повышение эффективности ингибиро вания солей достигается за счет улучшения адсорбционно-десорбционной характеристики ингибирующего раствора в терригенной пористой среде. 7 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (! 9) (11) (я)5 С 09 К 3/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОП ИСАН И Е ИЗОБРЕТЕ НИ ю„ ;„„. ®

К ПАТЕНТУ

1 ) я, л „„о3щ

1 — 4 (21) 4878526/03 (22) 30.10.90 (46) 23.03.93. Бюл, М 11 (71) Уфимский нефтяной институт (72) Ю.В,Антипин, А.Ш.Хуснияров, Г,А.Шамаев, Н.Л,Виноградова и В,B,Комлев (73) Уфимский нефтяной институт (56) Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением фосфороорганических соединений отечественного производства (типа ИСБ).

РД 39 — 1-218 — 79 Уфа: БашНИПИнефть, 1979.

Авторское свидетельство СССР

М 996721, кл. Е 21 В 43/12, 1983.

Авторское свидетельство СССР

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей при добыче нефти и газа из скважин.

Цель изобретения — повышение эффективности способа путем увеличения периода последействия ингибитора солеотложения за счет улучшения адсорбционных свойств ингибирующего раствора при химической обработке скважины, эксплуатирующей терригенные продуктивные породы, Поставленная цель достигается тем, что при химической обработке скважины в терригенный пласт вводится состав содержащий нитрилометиленфосфоновую кислоту, неиогенное поверхностно-активное вещество, отход процесса гидратации окиси этилена, воду и плавиковую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:

М 1406138, кл. СО9 К 3/00, 1988. (54) СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ (57) Повышение эффективности предотвращения солеотложений достигается за счет введения в призабойную зону пласта ингибирующего состава на водной основе, содержащего (мас.%) нитрилотриметилфосфоновую кислоту 14%, плавиковую кислоту 1-5%, неиогенное поверхностно-активное вещество 0,1 — 0,2%, отход процесса гидратации окиси этилена

5 — 25%. Повышение эффективности ингибирования солей достигается за счет улучшения адсорбционно-десорбцион ной характеристики ингибирующего раствора в терригенной пористой среде, 7 табл, Н итрилотриметиленфосфоновая кислота

Плавиковая кислота 1 — 5

Неиогенное поверхностноактивное вещество 0,1 — 0,2

Отход процесса гидратации окиси этилена 5 — 25

Вода Остальное

Отличие предлагаемого изобретения от прототипа заключается в использовании в качестве кислотосодержащего реагента плавиковой кислоты (вместо соляной) при химической обработке скважины, эксплуатирующей продуктивные терригенные породы пласта.

Разработка ингибирующего состава состоит из ряда этапов:

1. Выбор наиболее благоприятного сочетания содержания НТФ и плавиковой кислоты, позволяющего достичь наибольшего снижения поверхностного натяжения.

1804469

2, Определение для ингибирующего состава оптимальной концентрации ОПГОЭ и

ПАВ обеспечивающего снижение поверхностного натяжения не хуже прототипа, 3. Определение ингибирующей способности растворов различного состава, 4, Оценка адсорбционно-десорбционной способности ингибирующего раствора в процессе фильтрации и сопоставление результатов с аналогом, Для предотвращения отложения солей при добыче нефти и газа широко применяется водный раствор НТФ. Химическая формула СЗНиМОзРз, молекулярная масса

299,06. НТФ обладает свойствами сильной кислоты, хорошо растворима в воде, кислотах, нерастворима в органических растворителях и нефти. Смешиваемость (совместимость) ингибитора с попутнодобы ваемыми водами зависит от количества ионов кальция в этих водах. О, t — 5 -ные растворы НТФ, приготовленные на пресной воде совместимы с пластовыми водами, содержащими ионы кальция до 1600 мг/л, Плавиковая (фтористоводородная) кис- 25 лота (химическая формула HF) способна реагировать с силикатной частью породы (глины, аргиллиты, кремнезем). На промыслы поставляют плавиковую кислоту концентрацией 30 . Этот реагент в соответствии с 30

ТУ 48 — 5 — 184 — 78 имеет плотность 1150 кг/м, температуру замерзания минус 35 С, Фтористый водород неограниченно смешивается с водой и водными растворами НТФ.

Выбор наиболее благоприятного соче- 3- > тания содержания НТФ и плавиковой кислоты проводился по результатам определения поверхностного натяжения нефть-кислотные растворы. B опытах использовалась нефть скв, 868 Сергеевского 40 месторождения. Для закачки в пласт можно использовать 1 — 4 -ный раствор НТФ. При более высоких концентрациях НТФ может произойти взаимодействие минерализованных (например, хлоркальциевых вод) с НТФ 45 с нежелательным образованием осадка, Поэтому нами рассмотрен интервал концентрации НТФ 0-5 с добавкой плавиковой кислоты, Результаты определения поверхностного натяжения на границе нефть-кис- 50 лотные растворы приведены в табл.1. Из приведенных результатов видно, что каждая из кислот в отдельности снижает величину поверхностного натяжения, причем лучшим реагентом является НТФ, При до- 55 бавлении к НТФ плавиковой кислоты происходит дополнительное снижение поверхностного натяжения, но чем больше концентрация НТФ, тем слабее влияние плавиковой кислоты. Добавление плавиковой кислоты более 5 практически не приводит к дополнительному снижению поверхностного натяжения. При содержании

НТФ 1 (табл,1, гр,8) добавление 5 плавиковой кислоты снижает поверхностное натяжение до 6,06.10 н/м. При содержании

НТФ 4 (табл.1, гр.4) добавление 1 o плавиковой кислоты снижает поверхностное натяжение до 6,04.10 н/м. При других сочетаниях смеси кислот при содержании плавиковой кислоты более 1 и добавлении

НТФ, снижение поверхностного натяжения незначительно. Так, при концентрации

НТФ 4- и плавиковой кислоты 5 поверхностное натяжение составляет 5,83.10 з н/м, увеличение концентрации плавиковой кислоты до 6 практически не снижает поверхностного натяжения (табл.;1, гр,9), На основании результатов табл.1 определим, что оптимальная концентрация составляет 1 — 4, а плавиковой кислоты 5 — 1 .

При этих сочетаниях поверхностное натяжение смеси кислот равно примерно 6.1

Н/м и ниже, Несмотря на то, что смесь НТФ и плавиковой кислоты значительно снижает поверхностное натяжение для промыслового применения этого недостаточно, Растворпрототип снижает„поверхностное натяжение до (1,4 — 1,6),10 Н/м. Это достигается за счет добавления к кислотам отхода процесса гидратации окиси этилена и поверхностно-активных веществ.

Следует отметить, что ОПГОЭ мало снижает поверхностное натяжение, а увеличение его содержания более 25 способно незначительно даже повысить эту величину (см,табл.2), В состав ОПГОЭ входят, в основном, гликоли, которые являются нейтральными жидкостями, Главное назначение гликолей ) в данном случае ОПГОЭ заключается в предотвращении гидратообразования в газовых и газлифтных скважинах и возможностью применять растворы на водной основе в зимнее время (зимние марки или составы реагентов), Значительное снижение поверхностного натяжения достигается при добавлении к ингибирующему водному раствору катионактивных или неиогенных ПАВ, Наиболее эффективным является реагент ОП вЂ” 10 (новая маркировка Нижнекамского химкомбината — АФΠ— 12).

Реагент ОП вЂ” 10 — моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля на основе полимердистиллата — имеет химическую формулу

CnH2n+1C6H<0(C2H40)mH где п = 8 — 10, m = 10-12, Это вещество относится к группе оксиэтилированных алкилфе1804469 нолов неиогенного класса ПАВ. В разработанном составе используется свойство ОП—

10 как смачивателя для отторжения пленочной нефти с поверхности породы и обеспе;ения контакта раствора ингибитора 5 с породой.

Результаты определения поверхностного натяжения ингибирующего раствора на границе с нефтью при различном содержании ПАВ приведены в табл.3. 10

Как видно из данных табл.3, добавление

АФ .— 12 даже в количестве 0,05 в 4 — 5 раз снижает поверхностное натяжение. При добавлении 0,1 ПАВ во всех случаях поверхностное натяжение снижается ниже, чем при приме- 15 нении прототипа, При добавлении 0,2

ПАВ достигается снижение поверхностного натяжения в 8 — 10 раз, а дальнейшее добав, ление ПАВ не дает существенного снижения д, Поэтому оптимальная добавка ПАВ 20

АФ вЂ” 12 (ОП вЂ” 10) в ингибирующий раствор составляет 0,1 — 0,2 мас. .

Определение ингибирующей способности растворов проводили на примере раствора сульфата кальция по общепринятым 25 методикам 3, Готовили искусственные пересыщенные растворы сульфата кальция путем сливания растворов двух видов.

1. 1 л раствора содержит сульфат натрия 30 — 13 г, хлорида натрия 18,8 г, хлорида магния 1.24 r.

2, 1 л раствора содержит хлористого кальция (безводного) 13,6 г.

Реакция с образованием осадка сульфа- 35 та кальция протекает по схеме

Са Cla + N azSOp = Са S04 + 2Na С!

В каждую из 2-х колб емкостью 250 мл пипеткой вносят расчетное количество испытуемого ингибирующего раствора, при- 40 ливают 50 мл раствора 2-го (хлористого кальция). Пробы выдерживали при температуре 25 1 С в термостате и через 24 ч определяли содержание солеобразующих ионов трилонометрическим способом и рассчиты- 45 вали концентрацию сульфата кальция, Подобные парные опыты проводили и без добавки ингибитора солеотложения, Защитный эффект определяли по формуле

С! Ck 1 ppg

Э= С. С„ где Co — начальная концентрация сульфат кальция в исходном растворе, г/л;

Ск — концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе, не обработанном 55 ингибитором, г/л;

Ci — концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе с добавкой ингибитора, г/л, Результаты определения защитного эффекта ингибирующих растворов различного состава приведены в табл.4.

Растворы 1 — 3 прототипные содержат соляную кислоту, Защитный эффект их—

100, Растворы 4 — 7 не содержат ингибитора солеотложения НТФ, Визуально наблюдается моментальное образование осадка, Растворы 8 — 11 содержат 0,5 НТФ. Начинает проявляться защитный эффект. Через 24 ч отмечены отдельные частицы осадка. Защитный эффект 64 — 69 .

Растворы 12 — 15 содержат 0,75 НТФ, Хорошо проявляется защитный эффект.

Видно, что изменение концентрации плавиковой кислоты и ОПГОЭ практически не влияет на величину защитного эффекта, которая составляет 86 — 89, Растворы 16-23 содержат 1-4 НТФ, обеспечивают полную защиту от выпадения сульфата кальция, так же как и растворы прототипы 1 — 3.

Увеличение НТФ более 4 ведет к снижению эффективности ингибирующего раствора, поскольку НТФ начинает взаимодействовать с ионами кальция, Таким образом, эффективная защита от отложения солей достигается при содержании НТФ 1 — 4, - Сопоставление адсорбцион но-десорбционной способности НТФ проводилось на основе сравнения ингибирующих растворов по адсорбции и десорбции ингибирующих растворов в сходных условиях в процессе фильтрации, В табл.5 показано изменение концентрации ингибитора солеотложения НТФ в процессе адсорбции. В качестве породы использовали кварцевый песок. Модель насыщалась нефтью Сергеевс кого месторождения и через 5 сут. после насыщения проводилось вытеснение нефти ингибирующим раствором, при этом протекала адсорбция ингибитора на песке, Замеры прокачанной жидкости проводились дискретно объемам порового пространства моделей. Объем порового пространства составлял в обоих моделях по 43 см . В з обоих случаях было прокачано по 6-ть объемов пор ингибирующих растворов. Для опыта брались наиболее эффективные композиции ингибирующих растворов. На выходе из моделей отбирались пробы жидкости и стандартным методом определялись содержание в них фосфатов.

Сопоставляя концентрации ингибитора при адсорбции можно заключить, что завершение адсорбции быстрее в случае применения ингибитора солеотложения с

1804469

55 плавиковой кислотой. В нефтепромысловой практике это дает возможность сократить время на адсорбцию после закачки ингибирующего раствора в ПЗП.

После выдержки на установление адсорбционного равновесия (1 сут.) начинали вытеснять ингибирующий раствородистиллированной водой из песчаной модели и замеряли концентрацию ингибитора НТФ дискретно прокачанным объемам пор.

Результаты определений приведены в табл,6.

Оптимальной концентрацией НТФ для ингибирования является 5 — 10 мг/л. Поэтому анализ опытов проведен по наименьшему пределу оптимальной концентрации 5 мг/л, Из данных табл, 6 видно, что при десорбции состава-прототипа через 29 объемов пор содержание НТФ становится меньше минимально необходимого для ингибирования (5 мг/л). В случае с ингибирующим предлагаемым раствором с плавиковой кислотой эта величина составила 38 объемов пор. Таким образом, десорбция ингибитора с плавиковой кислотой в 1,31 раза продолжительнее. Для нефтепромысловых условий это означает, что при том же расходе ингибитора достигается более продолжительное его действие, Поскольку период между двумя обработками скважины увеличивается, тогда требуется меньше проводить и самих обработок скважин ингибитором солеотложения.

Реализация способа заключается в приготовлении ингибирующего раствора и введении его в скважину, Ингибирующий раствор может быть приготовлен на специальной промысловой базе, где имеются стационарные емкости, так и в передвижных емкостях (АЦН вЂ” 11 — 257, ЦР-7АП) у устья скважины с использованием насосного агрегата ЭЦА — 320, Азинмаш-30, АЕ-500).

Пример приготовления раствора.

Допустим, требуется приготовить 5т ингибирующего раствора следующего состава, мас.

Н итрилотриметиленфосфоновая кислота 4

Плавиковая кислота 2

Поверхностно-активное вещество (АФя-,12) 0,1

Отход процесса гидратации окиси этилена

Вода

Учитывая процентное содержание компонентов определим весовое количество каждого компонента заданного состава в расчете на 1000 кг и 5000 кг, Результаты расчета приведены в табл,7.

Технология приготовления ингибирующего раствора заключается в следующем.

На растворном узле в автоцистерну емкостью не менее 6 м заливается 1250 кг ОПз

ГОЭ (или учитывая плотность, равную 1,085 при 20 С обьем отхода составит 1,52 м .

Затем в цистерну добавляется 1445 кг (1,445 м ) пресной воды.

Кислотсодержащая часть раствора приготавливается непосредственно у скважины. B емкость насосного агрегата заливается 1767 кг (1,767 мз) пресной воды, Затем в эту емкость высыпается 200 кг гранулированного ингибитора НТФ(он выпускается в виде твердых гранул и упаковывается в контейнеры по 60 кг). Для приготовления используется 3 полных контейнера (3 х 60) = 180 кг, и из четвертого дополнительно отвешивается 20 кг НТФ, Затем запускается в работу насос агрегата по схеме емкость-насос-емкость, благодаря чему происходит растворение НТФ в воде.

Не прекращая перемешивания в емкость выливается 333 кг 30 -ной плавиковой кислоты (100 кг в пересчете на чистую кислоту и 233 кг воды). Она выпускается в эбонитовых сосудах емкостью около 20 л и средним весом 22,5 кг. Для приготовления раствора потребуется 15 сосудов с плавиковой кислотой, Приготовленная кислотосодержащая часть раствора перекачивается в автоцистерну с ОПГОЭ и ПАВ, после чего раствор тщательно перемешивается в течение

10,— 15 мин насосом насосного агрегата по схеме автоцистерна-насосный агрегатавтоцистерна, Приготовленный таким образом ингибирующий состав закачивается в скважину из этой автоцистерны насосным агрегатом, Закачка ингибирующего раствора в призабойную зону осуществляется путем задавки ингибирующего состава продавочной жидкостью (обычно пресной водой) по известной технологии. После продавки при остановленной скважине в призайбойной зоне протекает адсорбция в течение 24 ч, а затем вводится в эксплуатацию и из нее периодически отбираются пробы жидкости по которым определяется содержание выносимого ингибитора.

Таким образом, предлагаемый способ обработки скважины, эксплуатирующей терригенные пласты позволяет повысить эффективность способа за счет увеличения периода последействия ингибитора солеотложений содержащим плавиковую кислоту в 4,31 раза по сравнению с прототипом, Увеличение продолжительности последей10

1804469

Нитрилотриметилфосфоновая кислота

Фтористоводородная (плавиковая) кислота

Н еиогенное поверхностноактивное вещество

Отход процесса гидратации окиси этилена

Вода

1 — 4

1 — 2,5

0,1 — 0,2

5 — 25

Остальное

Таблица1

Значение поверхностного натяжения д на границе нефть-кислотный раствор при различном соотношении плавиковой кислоты и НТФ

35

40 ствия ингибитора обеспечивается за счет улучшения адсорбционно-десорбционной характеристики ингибирующего раствора.

Применительно к нефтегазопромысловому делу такое увеличение последействия ингибитора и периода между обработками скважин позволит уменьшить расход дорогостоящего ингибитора и ведет к сокращению количества самих обработок.

Достоинством проведенных опытов по определению динамики концентрации фосфороорганического ингибитора солеотложений в процессе адсорбции и десорбции является использование моделей насыщенных.нефтью. Это значительно полнее отражает механизм адсорбционно-десорбционных процессов, протекающих в реальной пористой среде по сравнению с известными определениями и методическими подхода (2, 3).

Формула изобретения

Состав для предотвращения отложения неорганических солей в терригенных пластах и нефтепромысловом оборудовании, включающий нитрилотриметилфосфоновую кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество, отход процесса гидратации

5 окиси этилена, неорганическую кислоту и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава за счет улучшения его адсорбционно-десорбционной способности, он в качестве неорганиче10 ской кислоты содержит фтористоводородную (плавиковую) кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. ;

1804469

Таблица2

Поверхностное натяжение на границе нефть-кислотный раствор при добавлении ОПГОЭ

Таблиц

Поверхностное натяжение на границе нефть - ингибирукщий раствор при различном содержании ПАВ

Состав ингибирукщего раствора (нтф, нг, опгоз) Поверхностное, натяжение

10 з Н/м

Концентрация

Афв"12

Н О - остальное

Н О - остальное

4l НТф + 11 НР + 5Ф ОПГОЭ +

4i нтф + 1i HP + 5i Опгоз +

5,92

0,00

0,05

1,32

0,96

То же

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

3Ф НТф + 4б HP + 5Ж ОПГОЭ +

Н 0 - остальное г

0,00

0,05

0,10

То же

0,15

0,20

0,25

0,30

0,79

0,63

0,60

0,58

6,03

1,44

0,99

0,89

0,66

0,64

0,62

1804469

Концентрация

Афз-12

Состав ингибирунщего раствора (НТФ, HF, ОПГОЭ) И

Продолжение табл, 3

Поверхностное натяжение

10 з И/и

6,02

1,63

0,00

0,05

То же

11»

0,10

«11»

0,15

0,20

«l l

0,25

0,30

0,00

6,00 ц,05

0,10

0,20

1,57

1,28

То же

«I I

0,25

0,30

0,00

0,05

0,10

0,20

То же

«1 l

1,03

«I1»

0,25

0,30

0,00

0,05

0,10

То же

« I I »

0,15

«I 1»

0,20

0,25

«11»

«I l

1,37

То же

0,91

«11«

« I I»

0,20

0,25

«11

0,30

0,00

0,30

0,00

0,05

0,10

0,15

1Ф НТФ + 5Ф HF + 51 ОПГОЭ + Н О - остальное

44 НТФ + 14 HF + 253 ОПГОЭ + И, Π— остальное

3Ж НТФ + 4i HF + 12i ОПГОЭ + И О вЂ” остальное

3Ф НТФ + 4/ HF + 254 ОПГОЭ + Н.О - остальное

1ф НТФ + 53 HF + 12/, ОПГОЭ + Н О - остальное

13 НТФ + 54 HP + 253 ОПГОЭ + Н О - остальное

1,02

0,83

0,70

0,66

0,64

0,75

0,69

0,65

5,98

1,46

О, )2

0,68

0,60

6,05

1,47

1,00

0,70

0,64

0,62

0,57

6,01

0,75

0,66

0,64

0,63

6,02

1804469

Продолжение табл.3

Состав ингибирукщего раствора (НТФ, НГ, ОПГОЭ) Конце нтрация

АФ9-12

Поверхностное натяжение

1 0-3 Н/M

0,05

0,10

1,35

То же

«11»

0!90

«11»

0,71

0,62

0,15

«11»

0,20

0,25

»11»

0,59

0,55

̈́Π— остальное 6, 05

1,49

0 30

0,00

1аоз НТФ + 5 о HF + 30 о ОПГОЭ +

То же

0,95

0,64

0,60

11»

«11»

Таблица 4

Защитный эффект ингибирукщих растворов различного составй

Номер раствора

Состав ингибирукщего водного раствора

Защитный эффект, 12 НТФ + 152 ИС1 + 0,72 ПАВ + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

4а НТФ + 108 НС1 + 0,12 ПАВ + 252 ОПГОЭ + вода - остальное

2,52 НТФ + 122НС1 + 0,42 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

02 НТФ + 12 HF + 0,14 IIAB + 102 ОПГОЭ + вода - остальное

02 НТФ + 42 йВ + 0,12 IIAB + 104 ОПГОЭ + вода - остальное

100

100

12

02 НТФ + 32 НР + 0,12 ГАВ + 152 ОПГОЭ + вода " остальное

02 НТФ + 32 HF + 0,12 ПАВ а 252 ОПГОЭ + вода - остальное

0,52 НТФ + 12 IIF + 0,12 ПАВ + 102 ОПГОЭ ь вода - остальное

0,52 НТФ + 4а HP + 0,22 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

0,5 НТФ + 2 ° 52 HF + 0,12 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

7

9

19

64

68

0,5 НТФ + 2,52 HF + 0,22 IIAB + 252 ОПГОЭ + вода " остальное

0,752 НТФ + 12 HP + 0,12 flAB + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

0,752 НТФ + 52 НР + 0,22 ПАВ + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

0,752 НТФ + 2,52 HF + 0,42 ПАВ + !52 ОИГОЭ + вода - остальное

0,75ь НТФ+ 2,52 HF + 0,22 ПАВ + 25ь ОПГОЭ + вода - остальное

12 НТФ + 12 HF + 0,12 ПАВ + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

12 НТФ + 42 НУ + 0,22 ПАВ + 252 ОПГОЭ + вода - остальное .

12 НТФ + 2,5 HF + 0,12 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

22 НТФ + 12 HP + 0,12 ПАВ + 102 ОПГОЭ + вода - остальное

2,52 НТФ + 32 HF + 0,12 IIAB + 152 ОПГОЭ + вода " остальное

11

12

13

100

0,12 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

0,12 ПАВ + 102 ОПГОЭ + вода - остальное

0,22 ПАВ + 108 ОПГОЭ + вода - остальное

0,1 IIAB + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

0,12 ПАВ + 152 ОПГОЭ ч вода - остальное

92

32 НТФ + 22 НР +, 42 НТФ + I2 HP +

42 НТФ + 52 НУ +

52 НТФ + 12 НГ +

52 НТФ + 32 HF +

23

25

52 НТФ + 52 HF + 0,22 ПАВ + 152 ОПГОЭ + вода - остальное

62 НТФ + 12 HF + 0,12 ПАВ + 52 OIH 03 + вода - остальное

62 НТФ + ЗЖ ОГ + 0,22 ПАВ + 52 ОПГОЭ + вода - остальное

93

82

26

27 28

0,05

0,10

0,20

0,30

16

17

18

19

69

86

86

87

89

89

100

1804469

1 !

ПРодолжение табл 4

Номер раствора

Состав ингибируощего водного раствора

Эащит» ный эфФект, 83 бь НТФ +32 HF + 922 ПДВ + 152 ОПГОЭ + вода — остальное

7а НТФ + 1В НГ + 0,1Ж И4В + 52 ОИГОЭ + веда - остальное

72 НТФ + 52 HF + 0,22 Il40 + 252 ОПГОЭ + вода — остальное

82 НТФ + 5ь HF + 0,22 ПАВ + 252 ОПГОЭ + вода - остальное

29

31

67

Таблица5

Изменение концентрации ингибитора солеотложения НТФ в процессе адсорбции

i Таблица6

Изменение концентрации ингибитора солеотложения НТФ в процессе десорбции

Концентрация ингибитора, мг/л

Концентрация ингибитора, мг/л

Количество прокачанной жидкости (в обьема пор) Количество прокачанной жидкости (в обьемах пор) 4% НТФ

+10% HCL+

+0,5 % ПАВ+

+25 % ОПГОЭ+ вода до

100% (прототип

4% НТФ

+10% HCL+, +0,5% ПАВ+

+25 о/о ОПГОЭ, вода до

100% (прототип

4% НТФ

+1 oh НF+

+Q,1 % ПАВ

+25 % ОПГОЭ, вода до

100%

4% НТФ

+1 % HF+

+Q,1 % ПАВ

+25 % ОПГОЭ, вода до

100%

2

4

11

12

13

14

16

17

18

19

21

22

23

24

26

27

16

14

12

12

11

7

5

23

21

6

8

29

31

32

33

34

36

37

38

39

41

42

43

44

4

3

2

2

1

1

1

0

12

13

9

6

5

5

3

5

2

1804469

Таблица7

25

35

Составитель Б.Митрошин

Техред M.Морге нтал Корректор М.Ткач

Редактор А.Купрякова

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул,Гагарина, 101

Заказ 1070 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5