✖


Jump to content

Ингибирование отложений на нефтяных месторождениях

    Add links

    Ингибирование отложений на нефтяных месторождениях — это процесс предотвращения блокирования или затруднения образования отложений в потоке жидкости через трубопроводы, клапаны и насосы, используемые при добыче и переработке нефти. Ингибиторы накипи (SI) представляют собой класс специальных химикатов, которые используются для замедления или предотвращения образования накипи в водных системах. [1] [2] Отложения на нефтяных месторождениях – это осаждение и накопление нерастворимых кристаллов (солей) из смеси несовместимых водных фаз в системах переработки нефти. [2] Накипь – это общий термин в нефтяной промышленности, используемый для описания твердых отложений, которые растут с течением времени, блокируя и препятствуя потоку жидкости через трубопроводы, клапаны, насосы и т. д., что приводит к значительному снижению производительности и повреждениям оборудования. [2] [3] Масштабирование представляет собой серьезную проблему для обеспечения потока в нефтегазовой отрасли. Примерами нефтепромысловых отложений являются карбонат кальция ( известковый налет ), сульфиды железа, сульфат бария и сульфат стронция. Ингибирование масштабирования включает в себя процессы или методы, используемые для решения проблем масштабирования. [2]

    Фон

    [ редактировать ]
    Образование накипи эффективно уменьшает диаметр трубопровода и снижает скорость потока.

    Три преобладающие проблемы, связанные с водой, которые сегодня беспокоят нефтяные компании, — это коррозия, газовые гидраты и отложения в производственных системах. [2] [4] Пластовая вода имеет высокий состав растворенных минералов, уравновешенный за миллионы лет при постоянных физико-химических условиях. Поскольку пластовые жидкости закачиваются из-под земли, изменения температуры, давления и химического состава смещают равновесие и вызывают осаждение и отложение труднорастворимых солей, которые накапливаются с течением времени и могут заблокировать жизненно важные активы в установках добычи нефти. [5] Отложения могут возникать на всех этапах систем добычи нефти/газа (вверх по течению, в середине течения и после переработки) и вызывают закупорку перфорационных отверстий ствола скважины, обсадных труб, трубопроводов, насосов, клапанов и т. д. Серьезные проблемы с образованием солеотложений наблюдались в России и на некоторых месторождениях в Северном море. системы. [6]

    Виды весов

    [ редактировать ]

    Известны две основные классификации шкал; неорганические и органические шкалы, и эти два типа являются взаимовключающими, встречаются одновременно в одной и той же системе, называемой смешанной шкалой. [4] [5] Смешанные чешуйки могут привести к образованию чешуек с очень сложной структурой, которые трудно лечить. Такие масштабы требуют агрессивных, суровых и иногда дорогостоящих методов восстановления. [4] Парафины , асфальтены и газогидраты являются наиболее часто встречающимися органическими отложениями в нефтяной промышленности. В этой статье основное внимание уделяется самой простой и распространенной форме встречающихся весов; неорганические чешуйки.

    Неорганическая накипь

    [ редактировать ]

    Неорганические отложения относятся к минеральным отложениям , которые образуются при смешивании пластовой воды с различными рассолами, такими как нагнетательная вода. Изменения смешивания вызывают реакцию между несовместимыми ионами и изменяют термодинамическое и равновесное состояние пластовых флюидов. Происходит пересыщение и последующее отложение неорганических солей. Наиболее распространенными типами неорганических отложений, известных в нефтегазовой промышленности, являются карбонаты и сульфаты ; сульфиды и хлориты часто встречаются .

    В то время как растворимость большинства неорганических солей (NaCl, KCl, ...) увеличивается с температурой (эндотермическая реакция растворения), некоторые неорганические соли, такие как карбонат кальция и сульфат кальция, обладают также ретроградной растворимостью , т. е. их растворимость снижается с температурой. В случае карбоната кальция это происходит за счет дегазации CO 2 , растворимость которого снижается с температурой, как и в случае большинства газов (экзотермическая реакция растворения в воде). В случае сульфата кальция причина в том, что реакция растворения самого сульфата кальция является экзотермической и поэтому ей предпочтительнее, когда температура снижается (тогда тепло растворения легче отводится; см. принцип Ле Шателье ). Другими словами, растворимость карбоната кальция и сульфата кальция увеличивается при низкой температуре и снижается при высокой температуре, как и в случае с гидроксидом кальция ( портландитом ), который часто приводится в качестве дидактического примера для объяснения причины ретроградной растворимости.

    Имя Химическая формула Минерал
    Карбонат кальция СаСО 3 Кальцит , арагонит
    Сульфат кальция СаSO 4 Ангидрит , гипс (CaSO 4 · 2 H 2 O), бассанит ( полугидратная форма) (CaSO 4 · 0,5 H 2 O)
    Оксалат кальция СаС 2 О 4 Медвежий камень
    Сульфат бария BaSO 4 Барит
    Гидроксид магния Мг(ОН) 2 Брусит
    Оксид магния MgO подвергать опасности
    Силикаты Me(Si n O x ) · y H 2 O Серпентин, акмит , гиролит , геленит , аморфный кремнезем , кварц , кристобалит , пектолит.
    Оксигидроксиды алюминия AlO(OH) Бемит , гиббсит , диаспор , корунд
    Алюмосиликаты Al x Si y O z Анальцит , канкринит , нозелит
    Медь С Металлическая медь, куприты (Cu 2 O), тенориты (Cu)
    Магнетит Fe 3 О 4 Фе 2+ и Fe 3+ смешанный оксид: FeO + Fe 2 O 3
    Никель-феррит НиФе 2 О 4 Треворит , Ни 2+ и Fe 3+ смешанный оксид: NiO + Fe 2 O 3
    Фосфаты Са 10 (PO 4 ) 6 (OH) 2 Гидроксиапатит

    Накипь карбоната кальция

    [ редактировать ]

    Вода, известная своей высокой сольватационной способностью, может растворять некоторые газы, такие как диоксид углерода (CO 2 ), с образованием водного раствора CO 2 (водн.) . При правильных условиях температуры и/или давления молекулы H 2 O и CO 2(водн.) реагируют с образованием угольной кислоты (H 2 CO 3 ), растворимость которой увеличивается при низкой температуре и высоком давлении. Малейшие изменения давления и температуры растворяют H 2 CO 3(вод) в воде согласно уравнению (3) с образованием гидроксония и бикарбоната (HCO 3 − (водн.) ) ионы.

    1. CO 2(водн.) + H 2 O (ж) ↔ H 2 CO 3(водн.)
    2. H 2 CO 3(водн.) ↔ H + (водн.) + HCO 3 − (вода)
    3. 2 HCO2HCO3 − (водн.) ↔ CO 3 2− (водн.) + H 2 O (ж) + CO 2(г)
    4. Что 2+ (водн.) + СО 3 2− (водн.) ↔ CaCO 3(тв)

    Две реакции (2) и (4) описывают равновесие между ионами бикарбоната (HCO 3 − ), которые хорошо растворяются в воде и соли карбоната кальция (CaCO 3 ). Согласно принципу Ле Шателье , буровые работы и добыча нефти из ствола скважины уменьшают давление пласта, и равновесие смещается вправо (3), чтобы увеличить добычу CO 2 , чтобы компенсировать изменение давления. После нескольких лет добычи нефти скважины могут испытывать значительные перепады давления, приводящие к образованию крупных отложений CaCO 3 , поскольку равновесие смещается, чтобы компенсировать изменения давления. [4]

    Сульфатные чешуйки

    [ редактировать ]

    Сульфаты ионов металлов группы (II) (M 2+ ), как правило, растворимость снижается по группе. Сложнее всего удалить накипь сульфата бария из-за его высокой нерастворимости, образующей очень твердые отложения. Общее представление реакции резюмируется в реакции:

    5. М 2+ (водный) + SO 4 2− (водн.) → MSO 4(ы)

    Сульфатный налет обычно образуется при смешивании пластовой воды и закачиваемой морской воды. [2] Взаимосвязь между ними и степенью пересыщения имеет решающее значение для оценки количества сульфатных солей, которые выпадут в осадок в системе. [7] Морская вода имеет высокую концентрацию сульфат-ионов и смешивается с пластовой водой с большим количеством кальция. 2+ и другие М 2+ ионы в пластовой воде. Серьезные проблемы с сульфатными отложениями часто встречаются в резервуарах, куда закачивалась морская вода для повышения нефтеотдачи. [2]

    Из-за относительно высокой растворимости в воде сульфат кальция легче всего удалить химическим путем по сравнению с сульфатом стронция и бария. [2] Кристаллы накипи первоначально диспергируются в производственных системах до тех пор, пока в центрах зародышеобразования не произойдет накопление устойчивых кристаллов нерастворимых сульфатов и рост накипи. [8] Неровные поверхности трубопроводов и производственное оборудование, такое как насосы и клапаны, вызывают быстрый рост накипи до уровней, которые могут блокировать трубопроводы. [4]

    Тенденцию к образованию отложений в нефтяной скважине можно предсказать на основании преобладающих условий, таких как pH, температура, давление, ионная сила и мольная доля CO 2 в паровой и водной фазах. [9] Например, индекс насыщения окалины CaCO 3 рассчитывается по формуле;

    F s = {[Ca 2+ ][СО 3 2− ]}/K сп

    Где F s - коэффициент насыщения накипи, определяемый как отношение продукта активности к продукту растворимости соли. Активность определяется как произведение коэффициентов активности и концентрации Ca. 2+ и ТАК 4 2− ионы. Ионная сила является мерой концентрации диссоциированных ионов, растворенных в воде, также называемой «общим количеством растворенных твердых веществ» (TDS). [9]

    Восстановление масштаба

    [ редактировать ]

    Известны различные методы восстановления масштабов нефтяных месторождений, но большинство из них основаны на трех основных темах:

    1. Связывание сульфат-ионов из морской закачиваемой воды
    2. Химическое или механическое удаление/растворение накипи
    3. Применение ингибиторов накипи (SI) для предотвращения накипи

    Первые два метода могут использоваться для краткосрочного лечения и эффективны при легких шелушащихся состояниях. [2] однако, как было доказано на протяжении многих лет, непрерывная инъекция или химическая обработка отложений с помощью SI являются наиболее эффективным и экономически выгодным профилактическим методом. [10]

    Ингибиторы накипи

    [ редактировать ]
    Химическая структура диэтилентриаминпента (метиленфосфоновой кислоты)

    Ингибиторы накипи представляют собой специальные химические вещества, которые добавляются в системы добычи нефти для задержки, уменьшения и/или предотвращения отложения накипи. [4] Полимеры акриловой кислоты , полимеры малеиновой кислоты и фосфонаты широко используются для очистки от накипи в водных системах благодаря их превосходной растворимости, термической стабильности и эффективности дозировки. [11] [12] В водоочистной промышленности основные классы SI имеют неорганические фосфатные, фосфорорганические и органические полимерные основы, а типичными примерами являются PBTC (фосфонобутан-1,2,4-трикарбоновая кислота), ATMP (амино-триметиленфосфоновая кислота) и HEDP (1 -гидроксиэтилиден-1,1-дифосфоновая кислота), полиакриловая кислота (PAA), фосфинополиакрилаты (такие как PPCA), полималеиновые кислоты (PMA), терполимеры малеиновой кислоты (MAT), сополимеры сульфоновой кислоты , такие как SPOCA (сульфированная фосфонокарбоновая кислота), поливинилсульфонаты. Двумя распространенными минеральными SI нефтяных месторождений являются полифосфонокарбоновая кислота (PPCA) и диэтилентриаминпента (метиленфосфоновая кислота) ( DTPMP ). [13]

    Проведены ингибирование отложения накипи карбоната кальция и кристаллические исследования его полиморфных модификаций. [14] [15] [16] Различные SI разработаны для конкретных условий образования отложений и биоразлагаемости . свойств [14] Молекулы ингибитора по существу связывают ионы в водной фазе добываемых флюидов, которые потенциально могут осаждаться в виде отложений. Например, чтобы связывать положительно заряженные ионы в воде, анионы должны присутствовать в структуре основной цепи молекулы ингибитора, и наоборот. Ионы металлов группы (II) обычно связываются SI со следующими функциональными возможностями; [4]

    - Фосфонат-ионы (-PO 3 H − )

    - Фосфат-ионы (-OPO 3 H − )

    - Фосфонат-ионы (-PO 2 H − )

    - Сульфонат-ионы (-SO 3 − )

    - Карбоксилат-ионы (-CO 2 − )

    SI с комбинацией двух или более этих функциональных групп более эффективен в решении проблем масштабирования. Обычно натриевые соли карбоксильных производных синтезируются как анионные производные и, как известно, являются наиболее эффективными из-за их высокой растворимости. [4] Взаимодействия этих функциональных групп имеют тенденцию предотвращать использование мест роста кристаллов с использованием диссоциированных или недиссоциированных групп. Состояние диссоциации определяется pH системы, поэтому знание значений pKa химических веществ важно для сред с различным pH. [17] Опять же, эффективность ингибирования SI зависит от его совместимости с другими производственными химикатами, такими как ингибиторы коррозии. [18]

    Экологические соображения

    [ редактировать ]

    Как правило, воздействие SI на окружающую среду еще больше осложняется сочетанием других химикатов, применяемых при разведке, бурении, освоении скважин и пусковых операциях. Добываемые жидкости и другие отходы нефтегазовых операций с высоким содержанием различных токсичных соединений опасны и вредны для здоровья человека, водоснабжения, морских и пресноводных организмов. [19] [20] Например, сообщалось о следах повышенной мутности, вызванных разведкой нефти и газа на восточном шельфе Сахалина в России, с последующими неблагоприятными последствиями для лосося, трески и прибрежных амфипод . [21]

    Усилия по разработке более экологически чистых СИ предпринимаются с конца 1990-х годов, и все большее количество таких СИ становится коммерчески доступным. [4] Повышение осведомленности об окружающей среде за последние 15 лет привело к производству и применению более экологически чистых СИ, также называемых «ингибиторами зеленого налета» (GSI). [22] Эти GSI разработаны с учетом пониженных свойств биоаккумуляции и высокой биоразлагаемости и, следовательно, уменьшения загрязнения вод вокруг систем добычи нефти. [4] [22] [23] на основе эфиров фосфорной кислоты , обычно используемые для очистки отложений карбоната кальция, безопасны для окружающей среды, но имеют низкую эффективность ингибирования. Известно, что SI [23] Выброс СИ, содержащих азот и фосфор, нарушает естественное равновесие непосредственного водоема, оказывая неблагоприятное воздействие на водную жизнь. [23]

    Другая альтернатива — полисахаридные СИ отвечают требованиям, предъявляемым к экологически чистым материалам; они не содержат фосфора и азота и известны своими нетоксичными, возобновляемыми и биоразлагаемыми свойствами. [24] [25] Карбоксиметилинулин (CMI), выделенный из корней Inula helenium, использовался при разведке нефти и имел очень низкую токсичность. [26] и способность ингибировать рост кристаллов [27] Сообщалось о лечении кальцитовых отложений. [28] Примеры плохо биоразлагаемых СИ, таких как СИ на основе аминофосфонатов и акрилатов, постепенно выводятся из обращения в соответствии со строгими экологическими нормами, как это было продемонстрировано в Северном море норвежской политикой нулевых сбросов. [21]

    Другой современной альтернативой использованию SI для защиты окружающей среды является разработка материалов или покрытий, которые изначально противостоят образованию неорганических отложений. Для достижения этой цели можно использовать различные стратегии, включая разработку свойств смачиваемости и разработку эпитаксиальных свойств для предотвращения роста минералов или облегчения удаления минералов после роста. Недавние работы показали, что некоторые классы гидрофобных и супергидрофобных поверхностей могут вызывать самовыброс накипи, выросшей во время испарения. [29]

    Ссылки

    [ редактировать ]
    1. ^ Альзахрани, Салем; Мохаммад, Абдул Вахаб (1 декабря 2014 г.). «Проблемы и тенденции внедрения мембранных технологий очистки пластовой воды: обзор». Журнал инженерии водных процессов . 4 : 107–133. дои : 10.1016/j.jwpe.2014.09.007 .
    2. ^ Перейти обратно: а б с д и ж г час я В. Френье, Уэйн (2008). Образование, удаление и ингибирование неорганических отложений в нефтепромысловой среде . Общество инженеров-нефтяников. ISBN  978-1555631406 .
    3. ^ Лян, Бин; Пан, Кай; Ли, Ли; Джаннелис, Эммануэль П.; Цао, Бин (15 августа 2014 г.). «Высокоэффективные гидрофильные первапорационные композитные мембраны для опреснения воды». Опреснение . 347 : 199–206. doi : 10.1016/j.desal.2014.05.021 .
    4. ^ Перейти обратно: а б с д и ж г час я дж Келланд, Массачусетс (6 февраля 2014 г.). Производство химикатов для нефтегазовой отрасли . ЦРК Пресс. ISBN  9781439873793 .
    5. ^ Перейти обратно: а б Уэйн В. Френье, Муртаза Зиауддин, Н. Вольф (редактор), Райан Хартман (редактор) (2008). Образование, удаление и ингибирование неорганических отложений в нефтепромысловой среде . Общество инженеров-нефтяников. ISBN  978-1555631406 . {{cite book}}: |last= имеет общее имя ( справка ) CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )
    6. ^ Митчелл, RW; Грист, Д.М.; Бойл, MJ (май 1980 г.). «Химическая обработка, связанная с проектами в Северном море». Общество инженеров-нефтяников . 32 (5): 904–912. дои : 10.2118/7880-PA .
    7. ^ Коллинз, ИК (1 января 2002 г.). «Новая модель адгезии минеральных отложений». Все дни . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/74655-мс . ISBN  9781555639426 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
    8. ^ Крэбтри М., Эслингер Д., Флетчер П., Миллер М., Джонсон А. и Кинг Г. (1999). «Боевая чешуя – профилактика и удаление». Обзор нефтяных месторождений . 11 (3): 30–45. {{cite journal}}: CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )
    9. ^ Перейти обратно: а б Оддо, Дж. Э.; Томсон, МБ (1 февраля 1994 г.). «Почему образуется накипь на нефтяном месторождении и методы ее прогнозирования». Производство и оборудование SPE . 9 (1): 47–54. дои : 10.2118/21710-pa . ISSN   1064-668X .
    10. ^ Лэнг, Н.; Грэм, генеральный менеджер; Дайер, С.Дж. (1 января 2003 г.). «Ингибирование сульфатом бария в подводных системах - влияние низких температур морского дна на эффективность различных видов ингибиторов отложений». Все дни . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/80229-мс . ISBN  9781555639556 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
    11. ^ Амджад, Захид; Куцукос, Петрос Г. (17 февраля 2014 г.). «Оценка полимеров на основе малеиновой кислоты в качестве ингибиторов отложений и диспергаторов для применения в промышленной воде». Опреснение . 335 (1): 55–63. дои : 10.1016/j.desal.2013.12.012 .
    12. ^ Шакктивель, П.; Васудеван, Т. (2 октября 2006 г.). «Сополимер акриловой кислоты и дифениламинсульфокислоты, пороговый ингибитор образования сульфатных и карбонатных отложений в системах охлаждающей воды». Опреснение . 197 (1): 179–189. дои : 10.1016/j.desal.2005.12.023 .
    13. ^ Беземер, Корнелис; Бауэр, Карл А. (1 апреля 1969 г.). «Предотвращение отложения карбонатных отложений: метод запаковки скважин с использованием фосфатов с контролируемой растворимостью» . Журнал нефтяных технологий . 21 (4): 505–514. дои : 10.2118/2176-pa . ISSN   0149-2136 .
    14. ^ Перейти обратно: а б Ши, Вэньян; Ся, Минчжу; Лей, Ву; Ван, Фэнъюнь (01 августа 2013 г.). «Молекулярно-динамическое исследование полиэфирполиаминометиленфосфонатов как ингибитора кристаллизации ангидрита». Опреснение . 322 : 137–143. дои : 10.1016/j.desal.2013.05.013 .
    15. ^ Фрид, Рут; Мастай, Ицхак (1 января 2012 г.). «Влияние сульфатированных полисахаридов на кристаллизацию сверхструктур кальцита». Журнал роста кристаллов . 338 (1): 147–151. Бибкод : 2012JCrGr.338..147F . дои : 10.1016/j.jcrysgro.2011.09.044 .
    16. ^ Ши, Вэнь-Янь; Дин, Ченг; Ян, Джин-Лонг; Хан, Сян-Юнь; Льв, Жи-Мин; Лей, Ву; Ся, Мин-Чжу; Ван, Фэн-Юнь (2 апреля 2012 г.). «Молекулярно-динамическое моделирование взаимодействия PESA и акриловых сополимеров с поверхностями кристаллов кальцита». Опреснение . 291 : 8–14. doi : 10.1016/j.desal.2012.01.019 .
    17. ^ Грэм, Г.М. Боак, Л.С. Сорби, К.С. (2003). «Влияние пластового кальция и магния на эффективность различных ингибиторов солеотложений на основе сульфата бария». Соц Петролеум Инж . 18 : 28–44 – через Индекс научного цитирования. {{cite journal}}: CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )
    18. ^ Лоулесс, штат Техас; Борн, HM; Болтон, младший (1 января 1993 г.). «Исследование потенциальной совместимости ингибиторов коррозии и ингибиторов накипи в стратегии многофункционального сжатия». Все дни . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/25167-мс . ISBN  9781555634926 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
    19. ^ «Потоки буровых отходов с морских нефтегазовых установок» . www.offshore-environment.com . Проверено 22 ноября 2016 г.
    20. ^ Дэвис, Майкл; ПиДжей Скотт (2006). Технология нефтепромысловой воды . НАСЕ Интернэшнл. стр. 523–32. ISBN  978-1-57590-204-3 . {{cite book}}: CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка )
    21. ^ Перейти обратно: а б Кнудсен, Б.Л.; Хьельсвольд, М.; Фрост, ТК; Сварстад, MBE; Грини, П.Г.; Виллумсен, CF; Торвик, Х. (1 января 2004 г.). «Решение проблемы нулевого сброса пластовой воды». Все дни . Общество инженеров-нефтяников. дои : 10.2118/86671-мс . ISBN  9781555639815 . {{cite book}}: |journal= игнорируется ( помогите )
    22. ^ Перейти обратно: а б Боак, Лоррейн С.; Сорби, Кен (1 ноября 2010 г.). «Новые разработки в анализе ингибиторов отложений». Производство и эксплуатация SPE . 25 (4): 533–544. дои : 10.2118/130401-pa . ISSN   1930-1855 гг .
    23. ^ Перейти обратно: а б с Джордан, Майлз М.; Сорхауг, Эйвинд; Марлоу, Дэвид (1 ноября 2012 г.). «Ингибиторы красной и зеленой шкалы для продления срока службы при сжатии - практический пример Северного моря, норвежский сектор - Часть II». Производство и эксплуатация SPE . 27 (4): 404–413. дои : 10.2118/140752-pa . ISSN   1930-1855 гг .
    24. ^ Про, Даниэле; Уге, Самуэль; Аркун, Мустафа; Нужье-Шовен, Кэролайн; Гарсиа-Мина, Хосе Мария; Орри, Ален; Вольберт, Доминик; Ивин, Жан-Клод; Феррьер, Винсент (4 ноября 2014 г.). «От полисахаридов водорослей до циклодекстринов для стабилизации ингибитора уреазы» (PDF) . Углеводные полимеры . 112 : 145–151. дои : 10.1016/j.carbpol.2014.05.075 . ПМИД   25129728 .
    25. ^ Лю, Цзюнь; Вильфер, Стефан; Сюй, Чуньлинь (01 января 2015 г.). «Обзор биоактивных растительных полисахаридов: биологическая активность, функционализация и биомедицинское применение». Биоактивные углеводы и пищевые волокна . 5 (1): 31–61. дои : 10.1016/j.bcdf.2014.12.001 .
    26. ^ Йохансен, Франция (1 января 2003 г.). «Токсикологический профиль карбоксиметилинулина». Пищевая и химическая токсикология . 41 (1): 49–59. дои : 10.1016/S0278-6915(02)00213-2 . ПМИД   12453728 .
    27. ^ Кирбога, Семра; Онер, Муалла (16 апреля 2013 г.). «Исследование осаждения карбоната кальция в присутствии карбоксиметилинулина». CrystEngComm . 15 (18): 3678. doi : 10.1039/c3ce27022j . ISSN   1466-8033 .
    28. ^ Кирбога, Семра; Онер, Муалла (01 марта 2012 г.). «Ингибирующее действие карбоксиметилинулина на рост семян карбоната кальция». Коллоиды и поверхности B: Биоинтерфейсы . 91 : 18–25. дои : 10.1016/j.colsurfb.2011.10.031 . ПМИД   22079106 .
    29. ^ Макбрайд, Саманта; Лейк, Джон; Варанаси, Крипа (07 апреля 2023 г.). «Самоудаление солей и других загрязнений с супергидрофобных поверхностей для обеспечения устойчивой защиты от обрастания» . Журнал химической физики . 158 (13): 134721. дои : 10.1063/5.0142428 . ПМИД   37031132 .
    Retrieved from "https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Oilfield_scale_inhibition&oldid=1230408225"
    Arc.Ask3.Ru: конец переведенного документа.
    Arc.Ask3.Ru
    Номер скриншота №: 1b30ddfefa4ef29a12cc3b22f2aa2b3e__1719057540
    URL1:https://arc.ask3.ru/arc/aa/1b/3e/1b30ddfefa4ef29a12cc3b22f2aa2b3e.html
    Заголовок, (Title) документа по адресу, URL1:
    Oilfield scale inhibition - Wikipedia
    Данный printscreen веб страницы (снимок веб страницы, скриншот веб страницы), визуально-программная копия документа расположенного по адресу URL1 и сохраненная в файл, имеет: квалифицированную, усовершенствованную (подтверждены: метки времени, валидность сертификата), открепленную ЭЦП (приложена к данному файлу), что может быть использовано для подтверждения содержания и факта существования документа в этот момент времени. Права на данный скриншот принадлежат администрации Ask3.ru, использование в качестве доказательства только с письменного разрешения правообладателя скриншота. Администрация Ask3.ru не несет ответственности за информацию размещенную на данном скриншоте. Права на прочие зарегистрированные элементы любого права, изображенные на снимках принадлежат их владельцам. Качество перевода предоставляется как есть. Любые претензии, иски не могут быть предъявлены. Если вы не согласны с любым пунктом перечисленным выше, вы не можете использовать данный сайт и информация размещенную на нем (сайте/странице), немедленно покиньте данный сайт. В случае нарушения любого пункта перечисленного выше, штраф 55! (Пятьдесят пять факториал, Денежную единицу (имеющую самостоятельную стоимость) можете выбрать самостоятельно, выплаичвается товарами в течение 7 дней с момента нарушения.)