Несмотря на сопротивление москвичей, несмотря на поданный экологическими организациями иск в прокуратуру, прямо сейчас, .

Комплексный реагент Синол-КАм представляет собой водный раствор смеси.

Pb, Cd, As, Cu, Zn, Fe и Sn. Методики определения Mn, Cr, Ni, Co, Bi, Se. Реагент-удалитель АСПО серии WaxPro. ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ, ТУ 2458-001-78685855-2016. Реагент поставляется в 200 полиэтиленовых евро-. Растворение MN-018 в спирте и ацетоне. Ацетон слева. Оборудование, реагенты и расходуемые материалы. A09.28.055.001 Определение наличия психоактивных веществ в моче с.

Жидкость для глушения и перфорации скважин. Изобретение относится к горной промышленности, в частности к жидкости, используемой в качестве технологической жидкости при перфорации в процессе вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении, перестреле, достреле в процессе капитального ремонта скважин. Технический результат - повышение фазовой скорости фильтрации углеводородной жидкости в терригенном коллекторе, увеличение ингибирования гидратации глинистых включений в пласте, уменьшение поверхностного натяжения жидкости на границе с углеводородной жидкостью и проявление деэмульгирующих свойств жидкостью.

Жидкость для глушения и перфорации скважин содержит, об.%: поверхностно- активное вещество - гидрофобизатор ИВВ- 1, ГИПХ- 6. Б, СНПХ- ПКД- 5. 15 или Синол- КАм 1- 2, Флотореагент - Оксаль остальное. Изобретение относится к горной промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте глубоких нефтегазовых скважин.

Известна жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая азотсодержащее катионное поверхностно- активное вещество (ПАВ) . А жидкости на водной основе негативно влияют на продуктивные пласты. Ввод же катионного ПАВ - гидрофобизатора ИВВ- 1 в жидкость на водной основе не обеспечивает достаточной гидрофобизации терригенного (песчаного и полимиктового) коллектора. Наиболее близкой является жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая Флотореагент - Оксаль и добавку .

Кроме того, концентрация ПАВ в жидкости довольно высокая и составляет не менее 1%. Это обусловлено тем, что ПАВ, особенно катионные, активно адсорбируются на отрицательно заряженных металлических поверхностях. Поэтому, чтобы обеспечить высокое качество работ при взаимодействии жидкости с продуктивным пластом в призабойной зоне, концентрацию ПАВ при приготовлении жидкости необходимо существенно завышать с учетом потерь по пути доставки к призабойной зоне пласта (ПЗП). В жидкостях для глушения скважин, содержащих Флотореагент - Оксаль . А между тем кварцевый песок и глинистые материалы имеют преимущественно отрицательный заряд и для их гидрофобизации необходимы именно катионные ПАВ . Более того, Флотореагент - Оксаль наоборот проявляет противоположные свойства, т. Тот факт, что показатель ингибирования у жидкости в целом выше, чем у ПАВ, явно свидетельствует о сверхсуммарном эффекте.

У жидкости появляется новое свойство - деэмульгирующее, хотя в отдельности Флотореагент - Оксаль и изучаемые ПАВ на исследуемой нефти Западной Сибири явно выраженного данного свойства не проявляли. Практическая важность нового технического решения выражается в том, что жидкость сохраняет основные положительные свойства ее компонентов либо даже усиливает их и вместе с тем приобретает новые положительные качества.

Немаловажным является дополнительное понижение поверхностной активности Флотореагента - Оксаля поверхностно- активными веществами. Также дополнительно усиливается гидрофобизирующее свойство Флотореагента - Оксаля добавками ПАВ, выражающееся в повышении фазовой проницаемости углеводородной жидкости в песчаном коллекторе. Ингибирование процесса гидратации глин в коллекторе сдерживает их набухание, а значит существенного уменьшения размеров пор не происходит. Все вышеперечисленное приводит к минимальному негативному воздействию жидкости на призабойную зону пласта, последующей эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки), последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины. Диапазон варьирования плотности Флотореагента - Оксаля 1.

Западно- Сибирского и Урало- Поволжского нефтегазоносных провинциях. Таким образом, предлагаемая жидкость отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям. Флотореагент - Оксаль марки Т- 8. ТУ 3. 8. 1. 03. 42. Флотореагент - Оксаль «А» марок Т- 6. Т- 9. 2, Т- 9. 4 - по ТУ 2. Флотореагент - Оксаль представляет собой маслянистую жидкость от темного до коричневого цвета с ароматическим запахом, содержащую более 5.

Температура застывания Флотореагента- Оксаля в зависимости от марки варьируется в интервале минус 3. Температура вспышки в открытом тигле 8. Массовая доля диметидиоксана - не более 0,2- 1,5%. Гидрофобизатор ИВВ- 1 представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина в воде. Гидрофобизатор ИВВ- 1 выпускается по ТУ 2. R(CH3)2. NCH2. C6.

H5. Cl, где R - смесь алкильных остатков С1. С1. 4. Содержание активного вещества в марке А - 4. Б - 2. 0%. Реагент застывает при отрицательных температурах. ГИПХ- 6. Б представляет собой водно- метанольный раствор солянокислой соли аминопарафинов Cn.

H2n+1. NH2. HCl, где n=1. ТУ 2. 4- 0. 04. 80. Реферат На Тему Рак Толстого Кишечника. ГИПХ- 6. Б - горючая жидкость с температурой замерзания не выше минус 4. Массовая доля активной основы 2. Температура замерзания - 3.

Реагент относится к легковоспламеняющимся жидкостям. Комплексный реагент Синол- КАм представляет собой водный раствор смеси катионных (К) и амфолитных (Ам) поверхностно- активных веществ и добавок, имеющих температуру застывания до минус 3. Массовая доля ПАВ - 1. ОА) и ИВВ- 1 3: 1. В амфолитном реагенте ОА (ТУ 2.

R(CH3)2. NO, где R - смесь прямоцепных алкильных остатков С1. H2. 5- С1. 4H2. 9. ОА относится к группе негорючих веществ. Жидкость для глушения и перфорации скважин получают смешением двух компонентов (Флотореагента - Оксаля и 1- 2% ПАВ), создавая насосным агрегатом с емкостью на раме (например, ЦА- 3. ЦА- 4. 00) круговую циркуляцию в течение 1. В лабораторных исследованиях, прежде всего, проверили ингибирующую способность реагентов на крупке отсортированного глинистого шлама по методике АНИ.

Отмытую и просушенную навеску в 1. Автоклав устанавливали в держателе печи, в которой температуру доводили до скважинной в призабойной зоне +8. Затем крупку шлама отобрали на сите с ячейками 0,1. По потере веса судили о ингибирующей способности (И, %) жидкости.

За базу сравнения брали показатель, полученный с дистиллированной водой. Если параметр выше, чем для воды, то его считают ингибитором гидратации глин, а если меньше - то диспергатором (пептизатором). Показатель ингибирования для дистиллированной воды И=5. Флотореагента - Оксаля Т- 9. И=3. 3,3%, а для жидкости Флотореагент - Оксаль + 1% ИВВ- 1, Флотореагент - Оксаль + 1% ГИПХ- 6. Б, Флотореагент - Оксаль + 1% СНПХ- ДКД- 5.

Флотореагент - Оксаль + 1% Синол- КАм находится в диапазоне 9. Программа Для Нарезки Музыки На Телефон Скачать Бесплатно далее. Необходимо отметить, что ингибирующая способность 1% вышеперечисленных ПАВ в дистиллированной воде находится в интервале всего 9.

При увеличении концентрации ПАВ в дистиллированной воде до 2% показатель ингибирования достигает максимума 9. Поэтому и во Флотореагенте - Оксале повышение концентрации вышеперечисленных ПАВ более 2% не приведет уже к существенному улучшению технического результата, между тем значительно повысятся экономические затраты.

Изменение фазовых проницаемостей углеводородной жидкости (керосина) и воды до и после воздействия жидкости для глушения и перфорации скважин проводилось на насыпной песчаной модели керна при нормальной температуре. Песок брали фракцией 0,1.

Обычно при последовательной фильтрации через песчаный керн керосина, затем воды, далее керосин уже практически не фильтровался, при этом коэффициент восстановления проницаемости по керосину приближался к нулю. В другом опыте последовательно фильтровали через вертикальный песчаный керн под действием сил гравитации керосин, воду, один поровый объем Флотореагента - Оксаля Т- 8. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости керосина составил уже 0,2.

В третьей серии опытов через керн последовательно фильтровали керосин, воду, Флотореагент - Оксаль + 1% ПАВ, воду и керосин. При этом в зависимости от типа ПАВ коэффициент восстановления проницаемости по керосину увеличился до 0,2.

Увеличение концентрации ПАВ в жидкости для глушения и перфорации скважин до 2% приводит к повышению коэффициента восстановления проницаемости по керосину до 0,3.