Способ обработки призабойной зоны пласта



Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта
Способ обработки призабойной зоны пласта

 


Владельцы патента RU 2494245:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку нефтяной эмульсии во все пласты, далее материала, растворяющую нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и раствора кислоты, которую закачивают поинтервально в нефтяные пласты (см. Патент РФ №2092686, МКИ Е21В 43/27, публ. 1997 г.).

Данный способ недостаточно эффективен из-за сложной поинтервальной обработки тремя различными составами, что не обеспечивает селективного проникновения кислоты в нефтенасыщенный пропласток и блокировки эмульсией высокопроницаемого водонысыщенного пропластка. Более того, закаченная эмульсия остается в нефтяном пласте и ухудшает его фильтрационные характеристики.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий, последовательную закачку эмульсии следующего состава, масс.%: соляная кислота 15-20%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5,и вода - 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс.%: соляную кислоту 15-20%-ной концентрации, бензойную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду - 42,9-62,25 (см. Патент РФ №2269648, МКИ Е21В 43/27, публ. 2006 г.).

Однако, известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения эмульсии в пласт путем изменения смачиваемости породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, кислотная эмульсия проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные пропластки.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, где в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, об.%: углеводородную жидкость 26-40, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор 9701-0,4-5,0, водный раствор ингибированной 10%-ой соляной кислоты или глинокислоты или водный раствор 1-10%-ного хлористого кальция или хлористого натрия - остальное (см. Патент РФ №2255215, МКИ Е21В 43/27, публ. 2005 г.).

Однако применение данного способа ограничено, поскольку время распада эмульсии не поддается регулированию в зависимости от температуры, вязкости и решаемой технологической задачи, результатом может являться ухудшение фильтрационных свойств коллектора за счет загрязнения используемой эмульсией, которая не разрушается после обработки скважины. Также при высоком содержании железа в призабойной зоне нефтекислотная эмульсия имеет склонность к осмолению, что приводит к кольматации нефтяного пропластка смолами, продуктами реакции нефти с кислотой в присутствии ионов железа, особенно эти процессы значимы при повышенных температурах.

Целью предлагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложений.

Поставленная цель достигается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта, включающего закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно-чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%:

Кислота - 5,0-40,0

Анионоактивное или неионогенное

или катионное поверхностно-активное вещество

или их смесь - 1,0-10,0
Углеводородный растворитель - 5,0-40,0

Первичный или вторичный спирт

или их смесь - 0,1-5,0
Ингибитор коррозии - 0,01-0,05
Вода - остальное.

В вариантах применения способа эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%, а водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации.

В качестве водного раствора кислоты используют водные растворы соляной кислоты или смеси соляной и плавиковой кислот в зависимости от породы пласта.

Для приготовления эмульсии в качестве кислоты используют:

- соляную кислоту по ГОСТ 857-95;

- плавиковую кислоту по ГОСТ 10484-78;

- сульфаминовую кислоту по ТУ 2121-083-05800142-2001;

- уксусную кислоту по ГОСТ 19814-74;

- муравьиную кислоту по ГОСТ 1706-78;

- их смеси.

Используют анионактивные ПАВ или неионогенные ПАВ или катионные ПАВ или их смеси, такие как: деканол по ТУ 6-09-1514-75; синтамид - 5К по ТУ 2483-064-0580977-2003; эмульгатор катионных битумных эмульсий (ЭКБЭ) по ТУ 0257-007-35475596-98; ИТПС-04Э по ТУ 2458-003-27913102-2003; кокоамин - моноамин жирных кислот кокосового масла, производство Китая. - амдор по ТУ 0257-003-35475596-96.

В качестве углеводородного растворителя используют:

- дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82;

- ксилол по ГОСТ 9410-78;

- МИА-пром по ТУ 4852-01127913102-2001;

- толуол по ГОСТ 14710-78;

- бензин по ТУ 0251-009-057-66801-93;

- фракция ароматических углеводородов (ФАУ) по ТУ 2414-00352927048-2005;

- их смеси.

Первичные или вторичные спирты вводят в состав для регулирования скорости распада эмульсии с образованием подвижной неорганической и углеводородной фаз. В качестве первичных или вторичных спиртов используют например: - метанол по ГОСТ 2222-95; - изопропанол по ТУ 6-09-50-2655-94;

- вторичный бутанол по ГОСТ 6006-78;

- бутилцеллозольв по ТУ 6-01-646-84;

- этилцеллозольв по ГОСТ 8313-88; или их смеси.

В качестве ингибитора коррозии используют:

- Dodicor -2575 - продукт фирмы «Clariant», США;

- Prod Ci-300 - продукт фирмы «Chevron Fillips», США:

- уротропин по ГОСТ 1381-73;

- формальдегид по ГОСТ 1625-89;

- жирные аммонийные соли.

В качестве регулятора вязкости могут быть использованы:

- синтанол ЭС-3 по ТУ 38-5901268-90;

- ксантановый биополимер по ТУ 2458-002-50635131-2003;

- полиакриламид по ТУ 6-01-1049-92;

Используемая в предполагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах.

Приводим примеры приготовления эмульсии.

Пример 1 (заявляемая эмульсия).

При перемешивании механической мешалкой к 15,0 г соляной кислоты добавляют 2,0 г. деканола, далее в полученную смесь вводят 40,0 г углеводородного растворителя - смеси дизельного топлива и ксилола при их соотношении 85:15, 0,1 г. метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodikor и 42,89 г воды (см. табл.1, пример 1).

Пример 2, 4, 9, 13, 18, 27 готовят аналогично примеру 1 без добавления первичных или вторичных спиртов.

Пример 3. При перемешивании механической мешалкой к 12,9 г соляной кислоты добавляют 1,0 г ИТПС-04Э, далее в полученную смесь вводят 12,94 г. углеводородного растворителя - МИА-пром, 4,0 г метанола, 0,01 г ингибитора коррозии - Dodikor, 0,01 г регулятора вязкости - синтанола ЭС-3 и 69,14 г воды (см. табл.1 пример 3).

Примеры 5-8, 10-12, 14-17, 19-26, 28 готовят аналогичным образом, изменяя виды компонентов и их содержание в составе в заявляемых количествах.

Пример 29 (прототип).

В 26,0 г дизельного топлива растворяют 0,2 г эмульгатора - Сонкора-9601 при интенсивном перемешивании, далее в 3 приема вводят 7,38 г соляной кислоты и перемешивают в течение 5 минут (см.табл.1, пример 25).

Согласно заявляемому способу обработку призабойной зоны нефтяного пласта производят следующим образом.

При закачке первой оторочки водного раствора кислоты в пласт происходит промывка технологического оборудования и призабойной зоны пласта от неорганических солей и соединений железа. Такая обработка позволяет избежать кольматации нефтяного пласта смолами, продуктами реакции нефти с кислотой в присутствии ионов железа. Далее закачивают оторочку эмульсии, которая за счет повышенной вязкости блокирует промытые зоны и замедляет скорость реакции с породой пласта. Вновь закачиваемый водный раствор кислоты попадает в зоны с низкой проницаемостью, за счет взаимодействия с породой пласта увеличивает их проницаемость. При дальнейшей закачки эмульсии опять происходит блокировка вновь образованных высокопроницаемых зон, за счет замедленной реакции с породой эмульсия проникает вглубь пласта и, таким образом, увеличивается охват пласта воздействием.

Суммарный объем эмульсии для обработки пласта определяют исходя из мощности обрабатываемого пласта, радиуса обработки, пористости и коэффициента нефтенасыщенности пласта по следующей формуле: Q=π*R2*H*m*Kн,

где: Q - объем приготовленной эмульсии, м3;

π=3,14;

R - радиус обработки, м;

Н - мощность обрабатываемого пласта, м;

m - пористость,%;

Kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта. Последовательно-чередующуюся обработку ведут в 1-5 циклов.

Оценку эффективности эмульсий проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости, скорости растворения мрамора, глины и проверке стабильности эмульсий во времени при температуре 60°С. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Для определения стабильности эмульсии во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл эмульсии, помещают в термостат при

температуре 60°С и отмечают время полного разделения органической и кислотной фаз.

Вязкость эмульсии определяют на ротационном вискозиметре Fann-35 Измерения проводят при различных скоростях вращения шпинделя. Допускается изменение вязкости на 15-20% в течение 6 часов. Результаты измерений записывают с указанием марки прибора, типа используемого шпинделя, скорости вращения и температуры. В таблице 1 приведены значения вязкости, полученные на приборе Fann-35 при комнатной температуре и скорости вращения шпинделя 300 об/мин, что соответствует скорости сдвига 511 с-1.

Скорость растворения карбонатов (мрамора) оценивают по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака по линейным размерам вычисляют объем кубика и плотность. Средняя плотность использованного мрамора 2,5 г/см3. Подвешенный на нити кубик мрамора опускают в исследуемый состав и через равные промежутки времени (10-30 сек) вынимают, промывают водой, сушат и взвешивают составляют таблицу с параметрами относительного времени растворения кубика и абсолютными значениями массы. Методом наименьших квадратов находят из угла наклона прямой на линейном промежутке скорость растворения (г/сек) в данном эксперименте. Абсолютное значение скорости растворения (г/м2*сек) находят как угол наклона прямой, вычисленной в координатах (m/S) от времени, где m - масса кубика через определенные промежутки времени, S - площадь, вычисленная по уравнению:

S=6(m/p)2/3.

Скорость растворения глины оценивают по следующей методике. Навеску бентонитовой глины массой 2 г перемешивают с 20 г предлагаемого кислотного состава и выдерживают в течение 18 часов. Далее раствор фильтруют через фильтр с известной массой, промывают водой и сушат при комнатной температуре до постоянной массы и взвешивают на фильтре. Эффективность растворения вычисляют по формуле:

Э=100*(М-m)/Мо, где:

М - масса исходной глины с фильтром после обработки, г;

Мо - исходная масса глины, г. ;

m - масса фильтра, г.

По результатам, приведенным в таблице 1 видно, что, используемая в заявляемом способе эмульсия обладает повышенной вязкостью, является более стабильным. Уменьшение скорости растворения породы пласта повышает проникающую способность состава вглубь пласта.

Для определения эффективности эмульсии при его использования для обработки пласта определяют скорость коррозии и моющую эффективность. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2
№№ п.п Номер состава из таблицы 1 Скорость коррозии, г/м2 Моющая эффективность, %
1 №1 0,29 83
2 №12 0,22 76
3 прототип HCl - 7,38 0,35 45
Сонкор-9601 - 0,2
ДТ - 26,0

Коррозионную активность проверяют по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при комнатной температуре.

Пластинку размером 10*15*3 очищают, промывают в теплой воде, обезжиривают ацетоном или спиртом и высушивают до постоянного веса. Пластинку подвешивают на капроновой нити в стакане так, чтобы при заполнении стакана раствором кислоты торец пластинки оказался примерно на 10 мм ниже уровня жидкости. Стакан заполняют кислотным составом и оставляют на фиксированное время. По истечении заданного времени пластинку вынимают из кислоты, тщательно промывают в проточной воде и многократно ополаскивают горячей дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластинки удаляют фильтровальной бумагой и пластинку сушат до постоянного веса.

Скорость коррозии вычисляют по формуле:

V=g/10-4*S*t,

где: V - скорость коррозии, г/м2*час;

g - потеря массы пластинки в результате коррозии, г;

S - поверхность пластинки, м2;

t - продолжительность испытания, час.

Определение моющей эффективности проводят в динамических условиях, для чего образцы асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) массой 2 г помещают в корзиночки из нержавеющей стали и на проволоке подвешивают в слой приготовленной заранее эмульсии в пластиковой бутылочке объемом 250 мл. Перемешивают содержимое бутылочек на магнитной мешалке со скоростью 400 об/мин в течение 2 часов при комнатной температуре. По происшествии времени образцы вынимают, споласкивают водой, сушат на воздухе и взвешивают.Моющая эффективность определяют как отношение убыли массы образца к его первоначальному весу в процентах.

При сравнении полученных результатов видно, что предлагаемая эмульсия обладает более высокой моющей эффективностью АСПО по сравнению с прототипом, имеет низкую коррозионную активность

Для изучения влияния предлагаемого способа на изменение фильтрационных характеристик пористой среды используют модели пласта, представляющие собой спаренные металлические трубки длиной 50 см и диаметром 3 см разной проницаемостью. В качестве исходного материала для создания пористой среды используют молотый кварцевый песок в чистом воде и с добавлением % карбоната кальция.. В качестве насыщающих флюидов используют минерализованную воду с содержанием солей 19 г/ли дегазированную нефть, разбавленную керосином до 4 мПа.с. Модель пласта насыщают водой в количестве 2 поровых объемов, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего закачивают водный раствор кислоты, а затем эмульсию и затем вытесняют его нефтью. В другом варианте, после прокачки нефти проводят вытеснение ее водой, затем закачивают водный раствор кислоты и заявляемую эмульсию, которые также вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления рассчитывают по формуле:

Q = ( K 1 ( в , н ) K 2 ( в , н ) ) К 1 ( в , н ) * 100 % , где

К1(в,н) и К2(в,н) - проницаемость модели по нефти и воде до и после закачки водного раствора кислоты и эмульсии, мкм2.

Таблица 3
№№ п.п Закачиваемые реагенты Циклы обрабо-
ток
Объем реагента Проницаемость, мкм2 Изменение фильтрационного сопротивления, %
Начальная После обработки
1 1.10% HCl 1 0.5 п.о. ВПП 1.5 ВПП 0.9 -40
0,2 п.о. НПП 0.6 НПП 0.63 +-5
2. Эмульсия №10 из табл.1
2 1.10% HCl+2%HF 3 0.05 п.о. ВПП 1.5 ВПП 0,37 -75,3
НПП 0.6 НПП 0.7 +16,6
2. Эмульсия №10 из табл.1
3 прототип Глинокислота - 6,9 1 0,3 п.о. ВПП 1,5 ВПП 1,65 +10
НПП 0,6 НПП 0,62 +33,3
Сонкор -9601 - 5,0
ДТ - 26,0

Таким образом, предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта позволяет эффективно разрабатывать неоднородные по проницаемости нефтяные пласты путем увеличения проницаемости нефтенасыщенных и временной блокировки высокопроницаемых водонасыщенных пропластков, приводит к увеличению охвата пласта воздействием.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, отличающийся тем, что вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно-чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, мас.%:

Кислота 5,0-40,0
Анионоактивное, или неионогенное, или
катионное поверхностно-активное вещество
или их смесь 1,0-10,0
Углеводородный растворитель 5,0-40,0
Первичный или вторичный спирт
или их смесь 0,1-5,0
Ингибитор коррозии 0,01-0,05
Вода Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что эмульсия дополнительно содержит регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 мас.%.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор кислоты используют в 3,0-24,0%-ной концентрации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г. Изобретение также относится к следующим способам: к получению композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г, включающему обеспечение талловым маслом, имеющим по меньшей мере две C10-C24 структуры, малеирование таллового масла и окисление таллового масла; к эмульгированию раствора, включающему стадию объединения раствора с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; к ингибированию коррозии на металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла; и к уменьшению коррозии металлической поверхности, включающему контактирование металлической поверхности с эффективным количеством композиции окисленного и малеированного таллового масла. 5 н. и 13 з.п. ф-лы, 7 пр., 6 ил.
Наверх