Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений содержит ароматический и алифатический углеводородные растворители и неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют депрессорно-диспергирующую присадку (ДДП), содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с молекулярной массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворители - 97-98, депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3. При использовании ДДП наблюдается увеличение моющей, растворяющей, диспергирующей способностей растворителя, применяемого для удаления АСПО в осложненных условиях. 3 ил., 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.

Известен состав для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений (патент РФ №2323954, опубл. 10.05.2008 г.), содержащий в об.%: по крайней мере, один указанный блок-сополимер 0,5-5,0, ароматический углеводород 30, алифатический углеводород - остальное.

Недостатком данного состава является низкая эффективность растворения АСПО с большим содержанием асфальтенов.

Известен состав для удаления АСПО (патент РФ №2183650, опубл. 20.06.2002 г.), содержащий об.%: алифатические углеводороды 50-85, полярный неэлектролит 2-5, неионогенное ПАВ 1-2, катионное ПАВ 1-2, растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый 7-22, ароматические углеводороды остальное.

Недостатком указанного состава является его низкая эффективность в условиях низких температур.

Известна композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (патент РФ №2173328, опубл. 10.09.2001 г.), содержащая в своем составе ароматический растворитель, неионогенное ПАВ ОП-7 или ОП-10, анионоактивное поверхностно-активное вещество (сульфонол) в соотношении с ОП-7 или ОП-10 как 1:3,5 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОП-7 или ОП-10 - 16-35, сульфонол - 4,5-10,3, ароматический растворитель - остальное.

Недостатком композиции является недостаточно качественное очищение поверхности насосно-компрессорных труб и трубопроводов от АСПО. Растворяющая способность ниже по сравнению с предлагаемым растворителем.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2129583, опубл. 27.04.1999 г.), использующийся для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий, нефтесборных коллекторов и нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, содержащий, об.%: алифатические углеводороды - 36-78; ароматические углеводороды - 20-60; полярный неэлектролит - 0,5-4; поверхностно-активное вещество - деэмульгатор - 0,01-1,0; регулятор рН - остальное.

Недостатком состава является низкая эффективность удаления АСПО в осложненных условиях, также указанный состав характеризуется недостаточной эффективностью растворения АСПО с большим содержанием парафинов с высокой молекулярной массой.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2165953, опубл. 27.04.2001 г.), принятый за прототип, содержащий в об.%: алифатические углеводороды 25-85; полярный неэлектролит 2-5; неионогенное ПАВ 1-2; катионное ПАВ 1-2; ароматические углеводороды остальное.

Недостатком указанного известного состава является низкая эффективность удаления тяжелых АСПО. Данный состав не предназначен на месторождениях в условиях низких температур.

Техническим результатом является создание эффективного растворителя на основе углеводородных соединений, в состав которого входит депрессорно-диспергирующая присадка (ДДП), способная уменьшить температуру застывания нефти и выпадение кристаллов парафинов при добыче, транспорте и хранении нефти. При использовании ДДП наблюдается увеличение моющей, растворяющей, диспергирующей способностей растворителя, применяемого для удаления АСПО в осложненных условиях.

Технический результат достигается тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют депрессорно-диспергирующую присадку, содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с мол. массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

растворители - 97-98;

депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3.

Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - диаграмма эффективности растворителя до и после применения ДДП по методам «корзинок» и на установке «Холодный стержень» при температуре +37°С;

фиг. 2 - диаграмма определения эффективности растворителя по методу «корзинок» в статическом режиме при температуре 20°С;

фиг. 3 - диаграмма определения эффективности растворителя по методу «корзинок» в динамическом режиме с использованием магнитных мешалок при температуре 20°С.

В качестве углеводородных соединений могут быть выбраны: бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты. Наличие ароматических углеводородов позволяет эффективно растворять асфальтосмолистые вещества, которые мало или не растворимы в парафиновых углеводородах.

Депрессорно-диспергирующая присадка «МП-172 ДП» по СТО 22650721-001-2015 представляет собой композицию депрессорной присадки на основе сополимера этилена с альфа-олефинами, способная уменьшить температуру застывания нефти, и диспергатора парафинов амидного типа, препятствующего росту кристаллов парафинов при добыче, транспорте и хранении нефти.

В качестве диспергатора парафинов амидного типа в составе «МП-172 ДП» используется «Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий «Ялан-Э2» с изм. 1, марка А (конц.), выпускаемый по ТУ 2458-001-22650721-2009, представляющий собой продукт взаимодействия ненасыщенных жирных кислот и сложных этиленаминов, аминоспиртов и их смесей, при следующем соотношении компонентов в мас.%:

- Депрессорная присадка на основе полиолефинов, или полиметакрилатов, - 50-95;

- Эмульгатор «Ялан Э-2» марка А (конц.) - до 100.

Механизм воздействия депрессорно-диспергирующей присадки направлен на создание расклинивающего эффекта по отношению к АСПО, увеличение доступной для растворения площади и эффективность удаления АСПО с поверхности оборудования. ДДП уменьшает прочность бронирующих оболочек водонефтяных эмульсий, стабилизированных асфальтенами, и влияет на реологические характеристики нефти.

Исследования по оценке моющей, растворяющей и диспергирующей способностей растворителя проводились по «Методике определения эффективности реагентов для удаления АСПО» (методика «корзинок»), предложенной ОАО «НИИнефтепромхим», в статических и динамических режимах. Исследуемый образец АСПО парафинистого типа (асфальтены - 0,52-1,07%; парафины - 50,5-78,3%; смолы - 2,55-7,68%; механические примеси - 0,13-3,71%) в виде шариков диаметром 10 мм в стальной корзинке размером ячейки 1,0×1,0 мм помещался в герметичную ячейку объемом 150 см3, куда наливался разработанный растворитель в соотношении 10 г на 1 г АСПО, так, чтобы растворитель полностью покрывал образец АСПО. Через определенные промежутки времени корзиночки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы.

Моющая способность растворителя определяется как отношение разности между исходной массой образца АСПО, помещенного в корзинку, и массой АСПО, оставшегося в корзинке после проведения эксперимента, к исходной массе образца. Чем выше значения этого показателя, тем выше эффективность растворителя. Диспергирующая способность растворителя определяется как отношение массы остатка АСПО на фильтре к исходной массе образца АСПО в корзинке. Она характеризует способность растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Растворяющая способность растворителя определяется, как отношение разности между массой растворенных и диспергированных отложений, к исходной массе образца АСПО.

При использовании методики «корзинок» нужно учитывать, что растворитель действует на АСПО со всех сторон, в то время как в скважинных условиях контакта со всех сторон не обнаруживается.

Поэтому были проведены исследования процесса удаления АСПО с металлической поверхности на установке «Холодный стержень» для обеспечения «стеночного эффекта» и приближения условия образования АСПО к скважинным.

Устанавливалась температура бани +37°С (пластовая температура исследуемого месторождения), температура холодного стержня составляла +2°С (средняя температура стенок НКТ в зимнее время).

Образец АСПО предварительно расплавлялся. Затем холодный стержень опускался в стаканчик с расплавленным образцом АСПО на 2 минуты. При нанесении АСПО на металлическую поверхность в расплавленном виде происходит сцепление кристаллов парафина с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Затем холодные стержни опускались в растворители при различных концентрациях компонентов на определенный промежуток времени. Максимальное время нахождения холодного стержня в растворителе составляло 24 часа. Оценивалась моющая, растворяющая и диспергирующая способности растворителя.

Для доказательства соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" и иллюстрации разработанного растворителя ниже приведены примеры его получения при различных концентрациях реагентов. Диапазон выбранных реагентов представлен в таблице 1.

Пример 1. Образец АСПО нагревался до температуры размягчения, после чего изготавливались шарики диаметром 10 мм. Затем АСПО в стальной корзинке размером ячейки 1×1 мм помещались в герметичную колбу объемом 150 см3 с растворителем в соотношении 10 г растворителя на 1 г АСПО до полного покрытия отложений реагентом.

Растворитель готовят путем простого компаундирования расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Толуол (40 мас.%) смешивался с дизельным топливом (58 мас.%). ДДП нагрели, не доводя до кипения. Затем в процентном содержании 2 масс. %. добавили к толуолу и дизельному топливу. Полученный растворитель тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 2. Образец АСПО также готовился, как по примеру 1. Затем помещался в герметичную ячейку с растворителем. Растворитель готовился, как и по аналогии с примером 1. Компоненты растворителя выбирались при следующем процентном соотношении, мас.%: толуол - 48,5; дизельное топливо - 48,5; ДДП-3. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 3. Порядок приготовления образца АСПО такой же, как и в примерах 1 и 2. Растворитель готовился следующим образом. Толуол с дизельным топливом (60 и 37,5 мас.%) смешивались, затем добавлялась депрессорно-диспергирующая присадка (2,5%), доведенная до жидкого состояния. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Были проведены лабораторные исследования по определению оптимальных концентраций компонентов растворителя для удаления АСПО. Наибольшая эффективность растворителя наблюдается при добавлении 55-60% толуола и 40-45% дизельного топлива. Однако, исходя из экономической целесообразности и доступности толуола, оптимальным соотношением дизельного топлива и толуола, при котором наблюдается синергетический эффект, будет содержание данных компонентов в пропорции 50:50. Оптимальная концентрация ДДП составила 3 мас.%. После добавления к растворителю ДДП происходит значительное увеличение его моющей и диспергирующей способностей, тем самым повышается поверхностная активность растворителя и эффект диспергирования АСПО (фиг. 1). Уменьшая поверхностное натяжение, раствор смачивает образец АСПО, проникая в трещины и поры, при этом снижается сцепляемость его частиц.

Далее исследования по определению эффективности растворителя для удаления АСПО в скважинном оборудовании проводились исходя из оптимальных концентраций реагента, взятых из примера 2. Были определены основные параметры эффективности при 20 и 37°С: моющая, диспергирующая и растворяющая способности (фиг. 1-3).

Проведенные эксперименты на установке «Холодный стержень» показали результаты, сопоставимые с результатами по методике «корзинок». Моющая и диспергирующая способности растворителя при добавлении депрессорно-диспергирующей присадки, рассчитанные на установке «Холодный стержень» и по методике «корзинок», в 2 раза выше результатов эксперимента без добавления ПАВ в растворитель. Однако растворяющая способность, рассчитанная по методике «корзинок», уменьшилась после добавления присадки. По результатам лабораторных экспериментов, проведенных по методу «корзинок» и на установке «Холодный стержень», было установлено, что оптимальное время обработки составило 8-10 часов.

Таким образом, исходя из фиг. 1-3, разработанный растворитель отличается высокими моющей и диспергирующей способностями по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям, что позволяет рекомендовать его для удаления этих отложений в нефтяных скважинах (для промывок скважинного оборудования).

Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий ароматический и алифатический углеводородные растворители и неионогенное поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют депрессорно-диспергирующую присадку, содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с молекулярной массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

растворители 97-98
депрессорно-диспергирующая присадка 2-3



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Изобретение относится к способу получения блок-сополимеров, к блок-сополимеру и его применению в качестве регулятора реологических свойств жидкой среды. Способ получения блок-сополимера включает этап (Е) мицеллярной радикальной полимеризации. На данном этапе в водной среде (М) приводят в контакт следующие компоненты: гидрофильные мономеры, растворенные или диспергированные в водной среде (M); гидрофобные мономеры в виде мицеллярного раствора, содержащего в диспергированной форме в среде (М) мицеллы, содержащие эти гидрофобные мономеры; по меньшей мере один инициатор радикальной полимеризации, который является водорастворимым или диспергируемым в воде; по меньшей мере одно средство контроля радикальной полимеризации. Блок-сополимер можно использовать при добыче нефти или природного газа, в частности, для изготовления буровых жидкостей, для разрыва пласта, для интенсификации добычи или для повышения коэффициента извлечения нефти. Блок-сополимер можно использовать для повышения коэффициента извлечения нефти (EOR). Изобретение позволяет получить блок-сополимеры с контролируемой молекулярной массой, и обеспечить эффективный контроль микроструктуры полимеров. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 14 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины включает подготовку и закачку в пласт осадкообразующего реагента, вызывающего осадкообразование в пластовых условиях при температуре не ниже 80°C. Осадкообразующий реагент представляет собой 20-50 мас.%-ный водный раствор смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира общей формулы R-O-SO3-NH4, где R-СН3, С2Н5 или С3Н7, взятых в массовом соотношении (30-70): (70-30). 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора и обеспечение стабильности структурно-реологических показателей раствора в процессе бурения набухающих глин, минимизация химических обработок и наработки раствора. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид - НВП, содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - гидроксиэтилцеллюлозу, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,5, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. По другому варианту ингибирующий буровой раствор содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, крахмал 0,5-3, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки несущей жидкое ископаемое топливо подземной формации, содержащая первичное поверхностно-активное вещество - ПАВ, агент, придающий композиции стабильность, выбранный из группы, состоящей из молекул вспомогательного вещества, диалкилсульфосукцината, растворителя и их смеси, а также воды для закачки, причем первичное поверхностно-активное вещество содержит вещество, представленное приведенной формулой, вещество, представленное другой приведенной формулой, и молекула вспомогательного вещества характеризуется приведенной для нее формулой. Способ получения указанной выше композиции, включающий смешение первичного ПАВ с указанным агентом. Способ извлечения жидкого ископаемого топлива из несущей его подземной формации, состоящий из закачки указанной выше композиции по одной или более нагнетательных скважин, так что нефть появляется из одной или более добывающих скважин. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 7 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к способу цементирования, способу уменьшения загрязнения примесями при получении цементной композиции, к цементной системе с замедленным сроком схватывания и композиции для цементирования. Способ цементирования включает получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, первичный замедлитель схватывания и вторичный замедлитель схватывания, где указанная цементная композиция с замедленным схватыванием загрязнена цементирующей примесью в количестве примерно 5% по массе от массы пемзы или менее; хранение цементной композиции с замедленным схватыванием в текучем состоянии, пригодном для перекачивания, в течение периода времени примерно 1 дня или более; активацию указанной цементной композиции с замедленным схватыванием с получением активированной цементной композиции; введение активированной цементной композиции в подземный пласт; и обеспечение возможности схватывания активированной цементной композиции в подземном пласте. Технический результат - снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину, и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ. Предложен способ ограничения водопритока в скважину, включающий приготовление и закачку водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. Предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм. Гелеобразующую композицию готовят путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент – остальное. Осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Техническим результатом является блокировка высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Данное изобретение обеспечивает достижение технического результата в части улучшенного регулирования водоотдачи, гидратации, осаждения и разделения водных цементирующих композиций в широких температурных и временных интервалах. Изобретение относится к способу изготовления водной цементирующей суспензии, способу изготовления конструкции нефтяной скважины, к водной цементирующей композиции. Данное изобретение основано по меньшей мере частично на частицах с выделением в воду, используемых в качестве добавок для композиций, при этом частицы активируются, чтобы регулировать реологию, когда водорастворимые части частиц высвобождаются в присутствии воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к набухающему изделию, а также к способам его изготовления и применения. Технический результат заключается в облегчении набухания изделия под воздействием текучей среды. Набухающее изделие содержит материал матрицы, способный к расслоению материал на основе графена, расположенный в материале матрицы, и интеркалат, расположенный между слоями материала на основе графена. Способный к расслоению материал на основе графена функционально выполнен с возможностью расширения при приложении ультразвуковых частот к материалу на основе графена и с возможностью облегчения набухания набухающего изделия под воздействием выбранной текучей среды посредством сорбирования углеводородов в текучей среде. Набухание обеспечивает взаимодействие набухающего изделия со смежной структурой. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области переработки угля, конкретно к способу получения угольно-щелочного реагента для бурения нефтяных и газовых скважин и как разжижителя шлама в производстве цемента. Технический результат - получение угольно-щелочного реагента из отходов углемойки по упрощенной технологии при минимальных энергозатратах и сохранении качества продукта. В способе получения угольно-щелочного реагента, включающем измельчение отходов углемойки и их обработку водным раствором щелочи, используют отходы углемойки влажностью от 10 до 40% и измельчают их до размера частиц не более 50 мм, после чего проводят обработку отходов водным 50% раствором соды кальцинированной в реакторе-смесителе при температуре нагрева 200°C в течение 30 минут, в полученную нагретую гомогенную суспензию добавляют известь гашеную и перемешивают в течение 60 минут, при этом компоненты используют при следующем соотношении, мас.%: измельченные отходы углемойки от 60 до 65%; известь гашеная от 5 до 10%; сода кальцинированная от 15 до 20%; вода остальное. 2 пр.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода. Способ извлечения нефти содержит: обеспечение потока диоксида углерода к нефтеносной залежи, введение указанного выше димерного неионогенного поверхностно-активного вещества или его региоизомера в поток диоксида углерода для формирования смеси и нагнетание смеси в нефтеносную залежь. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности способа. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений содержит ароматический и алифатический углеводородные растворители и неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют депрессорно-диспергирующую присадку, содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с молекулярной массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.: растворители - 97-98, депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3. При использовании ДДП наблюдается увеличение моющей, растворяющей, диспергирующей способностей растворителя, применяемого для удаления АСПО в осложненных условиях. 3 ил., 1 табл., 3 пр.

Наверх