Состав и способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является создание состава пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания газового конденсата и сохраняющего свои физико-химические свойства при повышенных температурах. Состав содержит ПАВ, антифриз и пресную воду, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: МОРПЕН-24,0÷75,0; МЭГ-13,3÷40,0; ПЭГ-4,0÷5,0; вода - остальное. Способ приготовления состава включает перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора. 1 з.п. ф-лы, 6 табл., 4 пр.

 

Настоящее изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Известен реагент для удаления пластовой жидкости с высокоминерализованной пластовой водой с забоя газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20, содержащий смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции С16-С18; этоксилированных (20 ЕО) цетиловых и стеариловых спиртов; оксиэтилированного (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирта, неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) [1].

Недостатком данного пенообразующего состава является то, что он обладает низкой пенообразующей способностью водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата более 30 об. %.

Известен пенообразующий состав для очистки скважин «пенолифт»-2, содержащий алкилэтоксисульфаты натрия или аммония, α-олефинсульфонаты натрия и антифриз, в качестве антифриза используется этиленгликоль или диэтиленгликоль при следующем соотношении компонентов, мас. % [2]:

Недостатком данного пенообразующего состава является то, что он обладает низкой пенообразующей способностью водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата более 20 об. %.

Изобретение направлено на создание состава пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, позволяющего обеспечить эффективное удаление жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания углеводородной фазы и сохраняющий свои физико-химические свойства при повышенных температурах.

Результат достигается применением пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащего ПАВ, антифриз и пресную воду, в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля (ПЭГ) и моноэтиленгликоля (МЭГ) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Признаками изобретения "Состав и способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин" являются:

1. Поверхностно-активное вещество.

2. В качестве ПАВ используется МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия.

3. Антифриз.

4. В качестве антифриза используется смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля.

5. Способ приготовления пенообразователя.

Признаки 1, 3, 5 являются общими с прототипом, а признаки 2, 4 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий ПАВ, антифриз и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля и моноэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Способ приготовления пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, включающий одновременное перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора.

В заявляемом составе ПАВ МОРПЕН обеспечивает пенообразующую способность при различной минерализации скважинной жидкости и в широком диапазоне содержания углеводородной фазы.

Полиэтиленгликоль и моноэтиленгликоль обеспечивают растворимость компонентов ПАВ и низкую температуру застывания.

Для исследований использовались:

1. Полиэтиленгликоль, представляющий собой продукт полимеризации этиленгликоля, ТУ 2422-057-52470175-2005.

2. Моноэтиленгликоль, представляющий собой продукт гидратации окиси этилена, ГОСТ 19710-83.

3. ПАВ МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, ТУ 2481-006-45811049-2002.

4. Модельные пластовые воды, минерализацией 8, 30 г/л.

5. Осветительный керосин КО-25, ТУ 38.401-58-10-01.

Пример приготовления составов пенообразователей.

Пример 1

В емкость загружают МОРПЕН в количестве 240,0 г (24,0 мас. %), ПЭГ в количестве 40,0 г (4,0 мас. %), МЭГ в количестве 400,0 г (40,0 мас. %), воду в количестве 320,0 г (32,0 мас. %) и перемешивают полученную смесь на лопастной мешалке при комнатной температуре до образования однородного раствора.

Пример 2

В емкость загружают МОРПЕН в количестве 400,0 г (40,0 мас. %), ПЭГ в количестве 50,0 г (5,0 мас. %), МЭГ в количестве 200,0 г (20,0 мас. %), воду в количестве 350,0 г (35,0 мас. %) и перемешивают полученную смесь на лопастной мешалке при комнатной температуре до образования однородного раствора.

Пример 3

В емкость загружают МОРПЕН в количестве 750,0 г (75,0 мас. %), ПЭГ в количестве 50,0 г (5,0 мас. %), МЭГ в количестве 133,0 г (13,3 мас. %), воду в количестве 67,0 г (6,7 мас. %) и перемешивают полученную смесь на лопастной мешалке при комнатной температуре до образования однородного раствора.

Пример 4 (прототип).

В емкость загружают алкилэтоксисульфаты натрия в количестве 60,0 г (6,0 мас. %), α-олефинсульфонаты натрия в количестве 70,0 г (7,0 мас. %), МЭГ в количестве 50,0 г (5,0 мас. %), воду в количестве 820,0 г (82,0 мас. %) и перемешивают полученную смесь на лопастной мешалке при комнатной температуре до образования однородного раствора.

Компонентный состав полученных пенообразователей, описанных в примерах 1-4, представлен в таблице 1.

Проводились следующие лабораторные исследования полученных составов пенообразователей:

1. Оценка пенообразующей способности (кратность и стабильность пены) полученных составов при различной минерализации модельных пластовых вод (8, 30 г/л), в широком диапазоне содержания углеводородной фазы (0-80 мас. %) и при различных температурах (Т=25, 80°C), в качестве углеводородной фазы использовался осветительный керосин КО-25.

Кратность пены представляет собой отношение объема пены к объему раствора, пошедшего на ее образование:

,

где β - кратность пены;

Vп - объем пены, см3 (мл);

Vж - объем жидкости, см3 (мл).

Стабильность (устойчивость) пены - ее способность сохранять общий объем, дисперсность и препятствовать вытеканию жидкости (синерезису). В качестве меры стабильности пены используется период полураспада, который характеризуется временем, за которое выделяется половинный объем используемой в опыте жидкости.

2. Проводились лабораторные исследования температуры помутнения 1%-ных водных растворов составов.

В таблицах 2, 3 представлены результаты проведенных исследований.

Из представленных данных в таблицах 2-5 следует, что заявленные составы обладают более высокими показателями пенообразующей способности в среде модельных пластовых вод различной минерализации и с различным содержанием углеводородной фазы (до 80 об. %) по сравнению с прототипом. Также представленные данные демонстрируют сохранение пенообразующей способности (таблицы 4-5) и поверхностно-активных свойств (таблица 6) составов при повышенных температурах.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости и позволяет создать состав пенообразователя с высокой пенообразующей способностью, применение которого позволит обеспечить эффективное удаление жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин при различной минерализации скважинной жидкости, в широком диапазоне содержания газового конденсата и сохраняющий свои физико-химические свойства при повышенных температурах, и технологичный способ его приготовления.

Источники информации

1. Патент RU №2502776 C2, C09K 8/584, 27.12.2013 г. - аналог.

2. А.с. SU №905439 A, E21B 43/27, C09K 7/00,15.02.82 г. - прототип.

1. Состав пенообразователя для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, содержащий ПАВ, антифриз и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве ПАВ содержит МОРПЕН, представляющий собой смесь водо- и маслорастворимых алкилсульфатов и сульфоэтоксилатов натрия, в качестве антифриза содержит смесь полиэтиленгликоля – ПЭГ и моноэтиленгликоля – МЭГ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

2. Способ приготовления состава по п. 1, включающий одновременное перемешивание всех его компонентов при комнатной температуре до образования однородного раствора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений полезных ископаемых подземным способом и ремонтно-изоляционных работах в тоннелях, нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при изоляции горных выработок от притоков воды и газа и инъекционном химическом укреплении горных пород и грунтов.

Изобретение относится к защите от коррозии оборудования для добычи нефти, а также трубопроводов и резервуаров для нее. Ингибитор коррозии для защиты оборудования для добычи сырой нефти, нефтепроводов и резервуаров для сырой нефти, содержащий: компонент а), полученный в результате выполнения следующих процессов: А) - частичной нейтрализации смеси модифицированных производных имидазолина общих приведенных структурных формул путем обработки алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой, содержащей от 1 до 7 атомов углерода в молекуле, и В) - дальнейшей частичной нейтрализации полученного промежуточного продукта жирными кислотами, содержащими от 12 до 22 атомов углерода в молекуле, и/или полимерами жирных кислот, содержащими от 18 до 54 атомов углерода в молекуле, компонент b), представляющий собой этоксилированные жирные амины, содержащие от 14 до 22 атомов углерода в молекуле, и от 2 до 22, предпочтительно от 5 до 15, этокси-групп в молекуле, компонент d), представляющий собой алифатические спирты, содержащие от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, возможно, с добавлением воды.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - низкая коррозионная активность состава для кислотной обработки, замедленная скорость реагирования состава для кислотной обработки с карбонатной породой, отсутствие образования асфальтосмолопарофиновых отложений за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращение выпадения вторичных осадков, высокая способность связывания железа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас.

Варианты реализации изобретения относятся к операциям цементирования и, более конкретно, некоторые варианты реализации относятся к затвердевающим композициям, которые содержат печную пыль и волластонит, а также к способам их применения в подземных пластах .

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах. Тампонажная смесь при следующих соотношениях компонентов включает в себя, мас.%: портландцемент тампонажный - 47,83-48,77, золу-уноса ТЭЦ - 44,94-47,80, микрокремнезем МК-85 или МК-65 0,96-2,93, регулятор структурообразования - гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 - 0,29-0,49, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФК - 0,01-0,02, хлорид натрия - 1,95-3,83. Техническим результатом является высокоэффективное цементирование протяженных (более 2500 м) обсадных колонн в одну ступень одним составом с плотностью раствора 1600±20 кг/м3 по всему интервалу размещения при нормальных и умеренных температурах, обладающим необходимым временем загустевания для безопасного выполнения работ по цементированию. 1 табл, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов. Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом включает спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины. Причем бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту. В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м3 на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Рк, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть участков В. После закачивают кислоту под давлением Рк и в объеме в м3, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. После завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию. 1 ил.

Изобретение относится к способам получения водорастворимых ингибиторов коррозии для защиты эксплуатационных трубопроводов для природного газа. Получают компонент а) – смесь модифицированных производных имидазолина, проводят реакцию конденсации диэтилентриамина с жирными кислотами и алифатическими дикарбоновыми кислотами при температуре не менее 140° C. Получают смесь аминоамидов с кислотным числом <10 мг КОН/г. При температуре выше 180° C проводят реакцию конденсации. Получают смесь соединений с кислотным числом <1 мг КОН/г в количестве 0,1-50 мас.%. Нейтрализуют смесь при комнатной температуре в реакционной среде, содержащей компонент е) - алифатические спирты в количестве 15-99,7 мас.%, алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой в количестве 0,05-25 мас.%. Получают конечный продукт и добавляют к компоненту а) в количестве 0,15-75 мас.% и компоненту е) следующие компоненты: b) - оксиэтиленированные жирные амины, с) - подщелачивающий агент и f) - противовспениватель. Изобретение направлено на повышение антикоррозийных свойств ингибитора коррозии. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 13 пр.
Изобретение относится к химии высокомолекулярных соединений и может быть применено в сельском хозяйстве в качестве средств поддержания необходимого уровня влажности почв, а также в производстве средств личной гигиены. В водную суспензию силикагеля вводят раствор (5 мас. %) полисахарида в 2% водном растворе уксусной кислоты. В качестве полисахарида используют хитозан или крахмал. Полученную суспензию перемешивают в течение 20-30 минут при комнатной температуре. Затем добавляют тартрат натрия-калия или аскорбиновую кислоту в количестве 0,2 мас. % от массы полисахарида при температуре 18-30°С. Добавляют при перемешивании пероксид водорода в количестве 0,3 мас. % от массы полисахарида. Реакционную смесь выдерживают при интенсивном перемешивании в течение 15-30 минут. Вводят в реакционную массу акриламид в количестве 10:1 мас. долей к полисахариду и при перемешивании выдерживают в течение 5-ти часов при температуре 40-50°C. Полученный гель извлекают из реактора и сушат при температуре 30-40°C. Обеспечивается увеличение количества поглощаемой воды в процессе эксплуатации композиционного полимерного материала и упрощение технологии его изготовления при сохранении водосорбционных свойств. 4 з.п. ф-лы, 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия и расширение области применения состава. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту (в пересчете на HCl) 1-24; фтористоводородную кислоту HF 0,1-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1-2,5; водорастворимый гидрофобизатор 0,1-7,0; аммоний хлористый 1,0-10,0; в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя - нефтяной реагент РУН-4 5,0-40,0; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Способ удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин включает введение пенообразующего состава на забой скважины в виде твердых шашек двух типов, различных по составу, шашки первого типа содержат, мас.%: нитрит натрия 70; хлористый натрий 23; неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ 5; полианионная целлюлоза высоковязкая ПАЦ 0,5; нефтерастворимое ПАВ Сульфонол НП-1 1; комплексон Трилон Б 0,5; шашки второго типа содержат, мас.%: сульфаминовую кислоту 50; утяжелитель - хлористый натрий 43; неионогенное ПАВ 5; высоковязкая ПАЦ 0,5; Сульфонол НП-1 1; Трилон Б 0,5, при этом по стехиометрии на 1 часть нитрита натрия в первой шашке приходится 1,4 части сульфаминовой кислоты в шашке другого типа. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к бурению скважин. Технический результат – ингибирование набухания глины и глинистого сланца, которые вступают в контакт с текучими средами, использующимися при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин. Композиция буровой текучей среды на водной основе, включающая непрерывную фазу на водной основе; материал реакционноспособных глин или глинистых сланцев; ингибитор гидратации глинистых сланцев, содержащий полиаминополиамид-эпихлоргидриновую смолу, где ингибитор гидратации глинистых сланцев присутствует с концентрацией, достаточной для уменьшения реакционной способности глины или глинистого сланца. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку указанного выше состава в затрубное пространство скважины в качестве блокирующей пачки, выдержку для размещения ее на забое скважины, последующую обратную промывку скважины закачкой в затрубное пространство скважины промывочной жидкости, в качестве которой используют подогретый до 30-40°C водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, объем блокирующей пачки определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставления стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м, и ее плотность превышает на 20-50 кг/м3 плотность указанной промывочной жидкости. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину указанного выше состава и его циркулирование в полном объеме скважины. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод подогретой до 30-40°C промывочной жидкости, в качестве которой используют водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, и затем продавку указанного выше состава. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод указанного выше состава. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к области гидрометаллургического синтеза высокочистых веществ, в частности вольфрамата свинца PbWO4, и может быть использовано при получении монокристаллов вольфрамата свинца, используемых в качестве сцинтилляторов для высокоточной электромагнитной калориметрии частиц высоких энергий. Способ получения вольфрамата свинца PbWO4 включает взаимодействие исходных растворов нитрата свинца Pb(NO3)2 и вольфрамата натрия Na2WO4, взятых в эквивалентных количествах и в равных объемах при заданном рН реакционной среды, декантацию осадка и его промывку, при этом в качестве реакционной среды используют дистиллированную воду, подщелоченную 0,1 М раствором гидроксида натрия до рН=8-9, для растворения вольфрамата натрия и дистиллированную воду, подкисленную 0,1 М раствором азотной кислоты до рН=5-6, для растворения нитрата свинца, затем приготовленные растворы солей добавляют в ацетатно-буферный раствор с рН=5-6 с равной объемной скоростью и промытый осадок сушат при температуре 200-250°С. За счет исключения гидролиза исходных растворов солей устраняется фактор образования примесей, что обеспечивает получение чистого вольфрамата свинца с параметрами, соответствующими требованиям, предъявляемым к сцинтилляционным материалам. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к керамическим проппантам, предназначенным для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Керамический проппант, изготовленный из природного магнезиально-силикатного сырья и содержащий в своем составе маггемит в количестве 0,3-20,0 масс. %. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – снижение разрушаемости проппанта. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 2 ил.
Наверх