×
26.08.2017
217.015.e8d8

Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕР-ДИСПЕРСНОГО СОСТАВА

Вид РИД

Изобретение

Аннотация: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водного полимердисперсного состава, содержащего полиакриламид - ПАА, сшивающий агент и микроармирующую добавку, и продавку его в пласт водой, используют полимерную композицию, содержащую, масс. %: ПАА частично гидролизованный 12,00-17,00, микрокремнезем или микрокальцит - остальное, в качестве сшивающего агента используют ацетат хрома(III) или сшивающую композицию состава, масс. %: ацетат хрома(III) 2,00-10,00 и 20,0-23,0%-ная соляная кислота - остальное, указанный состав получают введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см указанной полимерной композиции, содержащей микрокремнезем, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) или указанной сшивающей композиции при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанная полимерная композиция, содержащая микрокремнезем 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1 или указанная сшивающая композиция 0,5-1,5, указанная вода остальное, или введением в воду пресную или минерализованную с плотностью до 1,012 г/см указанной полимерной композиции, содержащей микрокальцит, при перемешивании ее до полной гидратации ПАА и затем введением сшивающего агента - ацетата хрома(III) при закачке в скважину, при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанная полимерная композиция, содержащая микрокальцит 1,0-7,0, ацетат хрома(III) 0,01-0,1, указанная вода - остальное. 2 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ [1] повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта (ГРП), с применением состава, содержащего пресную воду, частично гидролизованный полиакриламид, сшиватель - хромосодержащее соединение, бентонитовый глинопорошок и кварцевый песок (аналог).

В способе используются две оторочки, одна из которых - раствор сшитого соединением хрома, частично гидролизованного полиакриламида, а другая - раствор частично гидролизованного полиакриламида, содержащий смесь бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.

Недостатком приведенного способа является то, что он содержит бентонитовую глину, которая за счет подвижности и набухания способна проникнуть и закольматировать низкопроницаемые зоны пласта, а оседание песка в растворе ПАА низкой вязкости не позволит составу глубоко проникнуть в пласт, что снизит эффективность тампонирования.

Известен способ [2] разработки нефтяных залежей с неоднородными по проницаемости заводненными пластами (прототип), включающий полиакриламид (ПАА), ацетат хрома(III), оксид магния, воду и, дополнительно, стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%масс. водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее (ВСМ) при следующем соотношении компонентов, %масс.:

Полиакриламид 0,300-1,000
Ацетат хрома 0,030-0,100
Оксид магния 0,015-0,070
Микроармирующее волокно 0,100-0,500
Вода Остальное

Недостатком данного способа является использование для увеличения прочности геля твердых частиц микроармирующего волокна, со средним диаметром до 25 мкм и длиной до 100 мм, которые представляют собой неоднородные частицы, при использовании которых образуется неравномерная смесь, что снижает способность проникновения полученного состава геля в трещины, без риска образования фильтрационной корки, которая перекроет не только высокопроницаемые зоны пласта, но и зоны с низкой проницаемостью.

Изобретение направлено на создание способа разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава, обладающего глубоким проникновением в высокопроницаемые зоны пласта и высокой тампонирующей способностью за счет использования дисперсии микрочастиц микрокремнезема или микрокальцита, замедленной сшивки водного раствора полимера и образования равномерной структуры тампонирующего гелеобразующего состава.

Результат достигается использованием в качестве полимера полимерной композиции, содержащей полиакриламид и микрокремнезем или микрокальцит, а также сшивающего агента на основе ацетата хрома(III), в т.ч. сшивающей композиции для получения эффекта замедленной сшивки.

Признаками изобретения «Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава» являются:

1. Пресная вода.

2. Минерализованная вода.

3. Полимерная композиция.

4. В качестве полимерной композиции используется частично гидролизованный полиакриламид и микрокремнезем.

5. В качестве полимерной композиции используется частично гидролизованный полиакриламид и микрокальцит.

6. Сшиватель.

7. В качестве сшивателя используется ацетат хрома(III), содержащий 11,35-12,50%масс. хрома(III).

8. В качестве сшивателя используется сшивающая композиция, содержащая ацетат хрома(III) и соляную кислоту.

Признаки 1, 6-7 являются общими с прототипом, а признаки 2-5, 8 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку состава, содержащего водный раствор полимера – частично гидролизованного полиакриламида, сшивающего агента на основе ацетата хрома и микроармирующие добавки, при этом в качестве полимера и микроармирующих добавок используется полимерная композиция следующего компонентного состава, %масс.:

частично гидролизованный
полиакриламид 12,00-17,00
микрокремнезем или микрокальцит остальное

а в качестве сшивателя используется ацетат хрома(III), или сшивающая композиция следующего компонентного состава, %масс.:

ацетат хрома(III) 2,00-10,00
20,0-23,0%масс. соляная кислота остальное

при следующем соотношении компонентов в составе, %масс.:

полимерная композиция
указанного состава,
содержащая микрокремнезем 1,00-7,00
ацетат хрома(III) 0,01-0,10
или сшивающая композиция
указанного состава 0,50-1,50
пресная или
минерализованная вода остальное

или

полимерная композиция
указанного состава,
содержащая микрокрокальцит 1,00-7,00
ацетат хрома(III) 0,01-0,10
пресная или
минерализованная вода остальное

для приготовления состава в растворе пресной или минерализованной воды растворяется полимерная композиция, сшивающий агент вводится в состав при закачке его в скважину, а полученный полимер-дисперсный состав закачиваемой водой продавливается в пласт.

Для исследований использовались:

1. Вода пресная;

2. Хлорид натрия, ГОСТ 4233-77;

3. Вода пластовая Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3;

4. Оксид магния, ГОСТ 4526-75;

5. Частично гидролизованный полиакриламид марки: DP 9-8177, ТУ 2458-010-70896713-2006 и TR-1516, ТУ 2216-083-17197708-2003;

6. Хром(III) ацетат (хром(III) уксуснокислый), содержащий 11,35-12,5%масс. хрома по ТУ 0254-031-17197708-96;

7. Кислота соляная ингибированная марки С, ТУ 2122-066-53501222-2007, содержание HCl составляет 20,0-23,0%масс.;

8. Микрокремнезем, ТУ 5743-048-02495332-96;

9. Микрокальцит, ТУ 5743-001-91892010-2011;

10. Волокно строительное микроармирующее (ВСМ), ТУ 2272-006-1349727-2007;

11. Натрия гидроокись (NaOH), ГОСТ 4328-77. Реактивы.

Примеры приготовления полимер-дисперсного состава и прототипа в лабораторных условиях

Пример 1.

Берется 985,0 г (98,50%масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 10,0 г (1,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 1,7 г (17,0%масс.) полиакриламида и 8,3 г (83,0%масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 5,0 г (0,5%масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,5 г (10,0%масс.) ацетата хрома(III) и 4,5 г (90,0%масс.) 20,0%масс. соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 2.

Берется 950,0 г (95,00%масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 10,0 г (1,00%масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,6 г (6,0%масс.) ацетата хрома(III) и 9,4 г (94,0%масс.) 21,5%масс. соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 3.

Берется 959,5 г (95,95%масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,5 г (0,05%масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 4.

Берется 915,0 г (91,50%масс.) минерализованной воды (10,00 г/л NaCl плотностью 1,005 г/см3), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 70,0 г (7,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 8,4 г (12,0%масс.) полиакриламида и 61,6 г (88,0%масс.) микрокремнезема, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем вводится 15,0 г (1,50%масс.) сшивающей композиции, содержащей 0,3 г (2,0%масс.) ацетата хрома(III) и 14,7 г (98,0%масс.) 23,0%масс. соляной кислоты, и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 5.

Берется 989,9 г (98,99%масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 10,0 г (1,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 1,2 г (12,0%масс.) полиакриламида и 8,8 г (88,0%масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,1 г (0,01%масс) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 6.

Берется 959,5 г (95,95%масс.) пластовой воды (Западно-Сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см3), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 40,0 г (4,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 5,8 г (14,5%масс.) полиакриламида и 34,2 г (85,5%масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 0,5 г (0,05%масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 7.

Берется 929,0 г (92,90%масс.) минерализованной воды (10,00 г/л NaCl, плотностью 1,005 г/см3), в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 70,0 г (7,00%масс.) полимерной композиции, содержащей 11,9 г (17,0%масс.) полиакриламида и 58,1 г (83,0%масс.) микрокальцита, после чего полученный раствор перемешивается до полной гидратации полиакриламида, затем добавляется 1,0 г (0,10%масс.) ацетата хрома(III), и полученный состав тщательно перемешивается.

Пример 8 (прототип).

Берется 991,2 г (99,12%масс.) пресной воды, в нее при перемешивании на лопастной мешалке вводится 5,0 г (0,50%масс.) полиакриламида, после чего раствор перемешивается до полной гидратации, в полученный раствор вводится 3,0 г (0,30%масс.) волокна микроармирующего строительного, а затем, продолжая перемешивание, добавляется 0,5 г (0,05%масс.) ацетата хрома(III) и 0,3 г (0,03%масс.) оксида магния, полученный состав тщательно перемешивается.

Количество полимерной композиции и сшивающего агента (сшивающей композиции или сшивателя) определяется вязкостью полученного полимер-дисперсного состава, при меньших концентрациях будет получена низкая вязкость, при которой не будет достигнута однородность состава, а при более высоких концентрациях - слишком высокая вязкость вызовет проблемы при закачке.

Количество армирующих добавок (микрокремнезема и микрокальцита) определяется необходимой тампонирующей способностью полимер-дисперсного состава и способностью удерживаться в объеме.

В таблице 1 представлены содержания веществ в составах 1-8.

Были проведены исследования:

- вязкость композиций полимер-дисперсного состава сразу после приготовления при скорости вращения шпинделя 30 об/мин, при температуре 25°С (исследования проводились с применением вискозиметра Brookfield DV2TLV);

- время сшивки композиций полимер-дисперсного состава до получения максимальной вязкости (визуальная оценка);

- вязкость композиций полимер-дисперсного состава сразу после приготовления после нейтрализации 5%-ным раствором гидроокиси натрия (NaOH), для систем с добавлением сшивающей композиции;

- однородность полученных композиций полимер-дисперсного состава (визуальная оценка).

В таблице 2 представлены результаты проведенных исследований для составов 1-8:

Из таблицы 2 следует, что предлагаемый полимер-дисперсный состав обладает однородностью, регулируемым временем сшивки (для композиций на основе кремнезема) и регулируемой вязкостью, в то время, как состав по прототипу неоднородный и невозможно регулировать время сшивки. Однородность достигается за счет применения мелкодисперсного наполнителя: микрокремнезема или микрокальцита. Время сшивки регулируется применением кислоты в составе сшивающей композиции. Это позволяет более глубоко закачать предлагаемый полимер-дисперсный состав на основе микрокремнезема в пласт, т.к. его вязкость увеличится только после нейтрализации кислоты в составе за счет реакции с породой пласта, что позволит увеличить прочность экрана. В случае применения микрокальцита использование кислоты в сшивателе может привести к вспениванию состава за счет реакции кислоты с карбонатом кальция, поэтому используется состав сшивателя без кислоты.

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый способ осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку водных растворов в скважину: комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-33 или аналоги; насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги; автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.

Для приготовления полимер-дисперсного состава в промысловых условиях используется комплексная установка по дозированию реагентов и закачке растворов - КУДР-33 или аналоги. В воду, предназначенную для закачки в скважину, при циркуляции вводится полимерная композиция, перемешивание продолжается до полного распускания полимера, полученная суспензия раствора полимера с наполнителем закачивается в скважину, через тройник, куда подается расчетное количество сшивателя или сшивающей композиции.

Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: толщина продуктивного пласта - 10,0 м, пластовое давление - 9,6 МПа, обводненность - 98,0%об., приемистость скважины - не менее 150,0 м3/сут.

Объем оторочки закачиваемого состава равен 100-200 м3 (уточняется по результатам гидродинамического моделирования). Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1012 кг/м3. Готовится водный раствор с концентрациями: 4,00%масс. полимерной композиции, содержащей 14,5%масс. ПАА и 85,5%масс. микрокремнезема; а сшивающая композиция, в количестве 1,00%масс., содержащая в своем составе 6,0%масс. ацетата хрома и 94,0%масс. ингибированной соляной кислоты, с концентрацией HCl - 21,5%масс., добавляется в раствор полимерной композиции при закачке его в скважину «на потоке». Раствор сшивающей композиции может разбавляться до необходимого объема, удобного для закачки, при этом объем воды, пошедший на разбавление сшивающей композиции, вычитается из объема воды, предназначенного для приготовления гелеобразующей композиции.

Аналогично готовится водный раствор с концентрациями: 4,00%масс. полимерной композиции, содержащей 14,5%масс. ПАА и 85,5%масс. микрокрокальцита; а сшиватель, в количестве 0,05%масс. ацетата хрома, дозируется в раствор полимерной композиции при закачке его в скважину «на потоке». Аналогично сшиватель может разбавляться до необходимого объема, удобного для закачки, при этом объем воды, пошедший на разбавление сшивателя, вычитается из объема воды, предназначенного для приготовления гелеобразующей композиции.

Полимерный раствор со сшивающим агентом закачивают в скважину и закачиваемой водой продавливают в пласт. Предельное значение допустимого давления закачки, когда процесс осуществляется с установкой пакера, составляет 16 МПа, а если процесс закачки указанного состава реализуется без установки пакера, то допустимое давление равно 9-10 МПа.

После закачки полимер-дисперсного состава в пласт подключают систему ППД.

Применение предлагаемого способа разработки неоднородного нефтяного пласта направлено на выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничение водопритока в реагирующих добывающих скважинах, способствует повышению эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности полимерных систем, путем введения в них микрокремнезема или микрокальцита.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроизолирующего экрана и подключения в разработку нефтенасыщенных, ранее не задействованных зон последующим заводнением.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный полимер-дисперсный состав и способ разработки неоднородного нефтяного пласта с его применением.

Источники информации

1. Патент РФ №2541973, Е21В 43/22, C09K 8/584 - прототип.

2. Патент РФ №2398102, Е21В 43/22 - аналог.

Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 11-20 из 20.
27.04.2015
№216.013.4672

Состав для разрушения водонефтяных эмульсий

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0%...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002549538
Дата охранного документа: 27.04.2015
20.07.2015
№216.013.6479

Эмульсионный тампонажный раствор на углеводородной основе

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002557268
Дата охранного документа: 20.07.2015
10.10.2015
№216.013.8155

Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002564706
Дата охранного документа: 10.10.2015
13.01.2017
№217.015.853b

Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002603145
Дата охранного документа: 20.11.2016
25.08.2017
№217.015.add6

Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования

Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002612693
Дата охранного документа: 13.03.2017
25.08.2017
№217.015.cb38

Способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи для проведения в них стимуляции методами опз или грп

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002620100
Дата охранного документа: 23.05.2017
26.08.2017
№217.015.e4ff

Состав и способ приготовления твердого 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. Технический результат - повышение пенообразующей способности, обеспечение эффективного удаления жидкости с забоя газовых и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626475
Дата охранного документа: 28.07.2017
13.02.2018
№218.016.246c

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...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002642743
Дата охранного документа: 25.01.2018
17.02.2018
№218.016.2c7b

Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения

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...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002643394
Дата охранного документа: 01.02.2018
01.03.2019
№219.016.c8ff

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин для увеличения нефтеотдачи месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. Технический результат заключаются в повышении эффективности выравнивания профиля...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002263773
Дата охранного документа: 10.11.2005
Показаны записи 31-34 из 34.
03.07.2019
№219.017.a3b1

Способ разработки обводненной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением. В способе разработки обводненной нефтяной залежи с низкопроницаемым терригенным коллектором путем последовательной...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002693101
Дата охранного документа: 01.07.2019
06.07.2019
№219.017.a74d

Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта. Технический результат - создание эффективного и технологичного способа удаления кольматирующих образований из призабойной зоны...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002272127
Дата охранного документа: 20.03.2006
13.11.2019
№219.017.e100

Ингибитор гидратообразования

Изобретение относится к составам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья. Ингибитор...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002705645
Дата охранного документа: 11.11.2019
16.11.2019
№219.017.e345

Способ ингибирования гидратообразования

Изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002706276
Дата охранного документа: 15.11.2019
+ добавить свой РИД