CZ270394A3 - Micro-capsules of auxiliary substances for drilling fluid when recovering oil and method of their use - Google Patents
Micro-capsules of auxiliary substances for drilling fluid when recovering oil and method of their use Download PDFInfo
- Publication number
- CZ270394A3 CZ270394A3 CZ942703A CZ270394A CZ270394A3 CZ 270394 A3 CZ270394 A3 CZ 270394A3 CZ 942703 A CZ942703 A CZ 942703A CZ 270394 A CZ270394 A CZ 270394A CZ 270394 A3 CZ270394 A3 CZ 270394A3
- Authority
- CZ
- Czechia
- Prior art keywords
- microcapsules
- microcapsule
- acid
- oil
- cooh
- Prior art date
Links
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 9
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 22
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 18
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 17
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 17
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 17
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 17
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 17
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 16
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 16
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 13
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 claims description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 5
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims description 2
- 239000002535 acidifier Substances 0.000 claims description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims description 2
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 2
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000001166 ammonium sulphate Substances 0.000 claims 1
- 159000000009 barium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000012035 limiting reagent Substances 0.000 claims 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 16
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 abstract description 10
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007903 gelatin capsule Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 22
- -1 2-hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 18
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 10
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 9
- 238000005354 coacervation Methods 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 description 7
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 6
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 6
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 description 5
- 229920000084 Gum arabic Polymers 0.000 description 5
- 239000000205 acacia gum Substances 0.000 description 5
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 5
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000011814 protection agent Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 3
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 3
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N Bronopol Chemical compound OCC(Br)(CO)[N+]([O-])=O LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010643 Leucaena leucocephala Nutrition 0.000 description 2
- 240000007472 Leucaena leucocephala Species 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001785 acacia senegal l. willd gum Substances 0.000 description 2
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010418 carrageenan Nutrition 0.000 description 2
- 239000000679 carrageenan Substances 0.000 description 2
- 229920001525 carrageenan Polymers 0.000 description 2
- 229940113118 carrageenan Drugs 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 2
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 2
- 150000002460 imidazoles Chemical class 0.000 description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 2
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001814 pectin Substances 0.000 description 2
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 description 2
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 description 2
- OSBMVGFXROCQIZ-UHFFFAOYSA-I pentasodium;[bis(phosphonatomethyl)amino]methyl-hydroxyphosphinate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].OP([O-])(=O)CN(CP([O-])([O-])=O)CP([O-])([O-])=O OSBMVGFXROCQIZ-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 2
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 2
- XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N trimethylenediamine Chemical compound NCCCN XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L zinc;1-(5-cyanopyridin-2-yl)-3-[(1s,2s)-2-(6-fluoro-2-hydroxy-3-propanoylphenyl)cyclopropyl]urea;diacetate Chemical compound [Zn+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CCC(=O)C1=CC=C(F)C([C@H]2[C@H](C2)NC(=O)NC=2N=CC(=CC=2)C#N)=C1O UHVMMEOXYDMDKI-JKYCWFKZSA-L 0.000 description 2
- SCHQQPAJNUHKSV-RSGUCCNWSA-N (e)-n-(cyclopropylmethyl)-n-methyl-3,6-diphenylhex-5-en-3-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.C1CC1CN(C)C(C=1C=CC=CC=1)(CC)C\C=C\C1=CC=CC=C1 SCHQQPAJNUHKSV-RSGUCCNWSA-N 0.000 description 1
- PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 2-aminopropiophenone Chemical compound CC(N)C(=O)C1=CC=CC=C1 PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NEAQRZUHTPSBBM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxy-3,3-dimethyl-7-nitro-4h-isoquinolin-1-one Chemical compound C1=C([N+]([O-])=O)C=C2C(=O)N(O)C(C)(C)CC2=C1 NEAQRZUHTPSBBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100555 2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 1
- QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl Chemical group [CH2]CCO QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYYMDNHUJFIDDQ-UHFFFAOYSA-N 5-chloro-2-methyl-1,2-thiazol-3-one;2-methyl-1,2-thiazol-3-one Chemical compound CN1SC=CC1=O.CN1SC(Cl)=CC1=O QYYMDNHUJFIDDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 6-{[2-carboxy-4,5-dihydroxy-6-(phosphanyloxy)oxan-3-yl]oxy}-4,5-dihydroxy-3-phosphanyloxane-2-carboxylic acid Chemical compound O1C(C(O)=O)C(P)C(O)C(O)C1OC1C(C(O)=O)OC(OP)C(O)C1O FHVDTGUDJYJELY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001817 Agar Polymers 0.000 description 1
- 102000009027 Albumins Human genes 0.000 description 1
- 108010088751 Albumins Proteins 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001139947 Mida Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 1
- BEIOEBMXPVYLRY-UHFFFAOYSA-N [4-[4-bis(2,4-ditert-butylphenoxy)phosphanylphenyl]phenyl]-bis(2,4-ditert-butylphenoxy)phosphane Chemical compound CC(C)(C)C1=CC(C(C)(C)C)=CC=C1OP(C=1C=CC(=CC=1)C=1C=CC(=CC=1)P(OC=1C(=CC(=CC=1)C(C)(C)C)C(C)(C)C)OC=1C(=CC(=CC=1)C(C)(C)C)C(C)(C)C)OC1=CC=C(C(C)(C)C)C=C1C(C)(C)C BEIOEBMXPVYLRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPZPVAIBXPRLFD-UHFFFAOYSA-N acetic acid;azane Chemical compound N.N.CC(O)=O GPZPVAIBXPRLFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000008272 agar Substances 0.000 description 1
- 235000010419 agar Nutrition 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229940072056 alginate Drugs 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- ZRSKSQHEOZFGLJ-UHFFFAOYSA-N ammonium adipate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]C(=O)CCCCC([O-])=O ZRSKSQHEOZFGLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229960003168 bronopol Drugs 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000006297 carbonyl amino group Chemical group [H]N([*:2])C([*:1])=O 0.000 description 1
- 239000005018 casein Substances 0.000 description 1
- BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N casein, tech. Chemical compound NCCCCC(C(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CC(C)C)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(C(C)O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(COP(O)(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(N)CC1=CC=CC=C1 BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021240 caseins Nutrition 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000011260 co-administration Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 229940083124 ganglion-blocking antiadrenergic secondary and tertiary amines Drugs 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000004029 hydroxymethyl group Chemical group [H]OC([H])([H])* 0.000 description 1
- NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N iminodiacetic acid Chemical class OC(=O)CNCC(O)=O NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000012442 inert solvent Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000976 ink Substances 0.000 description 1
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- HWSZZLVAJGOAAY-UHFFFAOYSA-L lead(II) chloride Chemical compound Cl[Pb]Cl HWSZZLVAJGOAAY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000021388 linseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000944 linseed oil Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N methylisothiazolinone Chemical compound CN1SC=CC1=O BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N oxolead Chemical compound [Pb]=O YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002304 perfume Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000012255 powdered metal Substances 0.000 description 1
- 238000010944 pre-mature reactiony Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Chemical class 0.000 description 1
- 239000011347 resin Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 235000015424 sodium Nutrition 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
- LESFYQKBUCDEQP-UHFFFAOYSA-N tetraazanium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound N.N.N.N.OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O LESFYQKBUCDEQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWXLCDNSEHTOCB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;1,1-diphosphonatoethanol Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P(=O)([O-])C(O)(C)P([O-])([O-])=O KWXLCDNSEHTOCB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N triacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(=O)CC(O)=O ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/939—Corrosion inhibitor
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
- Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
- Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
- Y10T428/2984—Microcapsule with fluid core [includes liposome]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
a způsob jejich použití pro vrtný výplach při těžbě ropy lAIDINISVIA
ΟΗΞΛνΠδλΚΓιϋ ován ’
Oblast techniky
Tento vynález se týká kompozicí a postupů pro ochrand rop^ý^ůi vrtů. i______
Dosavadní stav techniky
9 0 Ϊ !0
Těžba ropy těmito faktory: vynášeného při korozí potrubí z ropného vrtu je nepříznivě ovlivňována m.j. (1) usazováním materiálu způsobujícího ucpávání, těžbě (například tvorbou tvrdých nánosů); a (2) a provozního zařízení vrtu. Ochrana ropného, vrtu použitím pomocných látek pro vrtný výplach při těžbě ropy může zvýšit produkci, prodloužit životnost zařízení a snížit opotřebení zařízení ropného vrtu.
Během provozu je však obtížné provádět ochranu jednotlivých vrtů, které jsou navzájem od sebe vzdáleny, jsou nepřístupné a obsahují kapaliny o velmi rozdílném složení.
Patent USA č. 3 676 363, autor Mosier, vydaný 11. července 1972 a uvedený zde jako odkaz, popisuje částečné řešení tohoto problému. Kapsle popsané v tomto dokumentu jsou zatíženy. Tyto kapsle jsou umístěny v jímce vrtu, kde se zvolna rozpouštějí.
Mikroenkapsulace různých hydrofóbních kapalin je dobře známa. Mikrokapsle byly navrženy pro pro enkapsulaci parfémů, léčiv, lepidel, barviv, inkoustů atd.
Podstata vynálezu
Bylo zjištěno, že stěny mikrokapslí s pomocnými látkami pro vrtný výplach při těžbě ropy podle patentu USA č. 3 676.363, uvedeného zde jako odkaz, jsou náchylné k poškození různými látkami, které jsou přítomny v některých spodních vodách, že toto poškození nastává např. při vysoké koncentraci solí a relativně vysokém dEsaKů- 'Určitých—kationtů-;—-a-^-že-překvap-i-v-ě-přítomnost— silných chelatotvorných látek, jako kyseliny ethylendiaminotetraoctové způsobuje stabilizaci stěny kapsle, což umožňuje prodloužené uvolňování pomocných látek pro .vrtný výplach při těžbě ropy. ,
Podrobný popis vynálezu
Silné chelatotvorné činidlo
Mikroenkapsulace silných chelatotvorných činidel podle tohoto dokumentu se provádí, jejich přídavkem bučf do vodných roztoků nebo do rozpouštědel nemísitelných s vodou, jak je popsáno dále. Použitelnými chelatotvornými činidly jsou chelatotvorné sloučeniny, o kterých je známo, že jsou schopny vytvářet komplexy s těžkými kovy. Mnohé z těchto sloučenin jsou používány jako složky vícesložkových detergentů, obvykle ve formě solí.
Sloučeniny s několika karboxylovými skupinami, vhodné pro tento účel, zvláště ve formě zmíněných vícesložkových systémů, jsou kyselé formy, nebo soli komplexotvorných látek, popsaných v patentu USA č. 4 913 854 autorů Mao a kolektiv, vydaném 10.4.1990 a- v - patentu , USA .. č... .4.. 704 233 autorů Hartmana a Perkinse, vydaném 3.11.1987, které jsou zde uvedeny jako odkazy. Vhodné látky mají s výhodou vysoké vazebné konstanty pro těžké kovy jak v kyselých, tak v alkalických podmínkách. S výhodou používané látky mají obecný vzorec
R5-[O-CH(COOH)CH(COOH)]nR5, kde R5 je H nebo OH a kde průměrná hodnota n je mezi 2 až 3. Jinými výhodnými látkami jsou kyseliny a soli, popsané v přihlášce patentu USA č. 07/587 477, nacházející se současně s tímto dokumentem v řízení, přihlášené 19. září 1990, jejímiž autory jsou stephen Culshaw a Eddy Vos a která je zde uváděna jako odkaz.
Vedle shora zmíněných látek je možno zde uvést látky ve formě kyselin popsané v patentu USA č. 4 769 172, autora Siklosiho, vydaného 6. září 1988 a uvedeného zde jako. odkaz. Jinými takovými látkami jsou chelatotvorné látky obecného vzorce
-^ch2cooh
N 'X'ch2cooh, kde R je některá ze funkčních skupin
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH2(CH2OH)2; -CH3; ,-CH2CH2OCH3; -COCH3; -CH2CONH2; -CH2CH2CH2OCH3;
-C(CH2OH)3; nebo směs těchto skupin funkčních skupin.
Vhodnými chelatotvornými látkami jsou mimo jiné: kyselina N-(3-hydroxypropyl)imimo-N,N-dioctová (3-HPIDA),. . kyselina N-(2-hydroxypropyl)imimo-N,N-dioctová (2-HPIDA), ů kyselina N-glycerylimino-N,N-dioctová (GLXDA), kyseliny dihydroxyisopropylimino-N,N-dioctová (DHPIDA), kyselina methylimino-N,N-dioctová, kyselina 2-methoxyetylimino-N,N-dioctová, kyselina amidoiminodioctová (známá rovněž jako sodná sůl kyseliny amidonitrilotrioctové, SAND), .
kyselina acetamidoininodioctová, kyselina 3-ethoxypropylimino-N,N-dioctová, kyselina tris(hydroxymethy1 ).methylimino-N,N-dioctová
Způsoby přípravy zde uvedených derivátů kyseliny iminodioctové jsou uvedeny v těchto dokumentech:
zveřejněná přihláška japonského patentu 59-70652, týkající se
3-HPIDA,
DE-OS-25. 42 708, týkající se 2-HPIDA a DHPIDA, publikace Mayer, Ríecanska a j,: Chem. Zvěsti 34 (1), str. 93-103, týkající se GLIDA,
CA 104 (6), 45062d, týkající se MIDA a Biochemistry 5, str. 467 (1966), týkající se AIDA.
Jinými chelatotvornými Činidly jsou aminopolykarboxylové deriváty jako kyselina nitrilotrioctová, kyselina ethylendiaminotetraoctová, polyethylenaminpolyoctové kyselina a podobně.
Obsah cheíatotvorňýčH čiňičlěl^jě-p'o'dTe“to'h'oto - --vynáiezu-od—2— do 14%, s výhodou od 3 do 12% a ještě výhodněji od 5 do 10%, vztaženo na hmotnost celého systému.
Příprava mikrokapslí
Mikrokapsle mohou být podle tohoto vynálezu připravovány jakýmkoliv způsobem nebo jeho variací, při kterém je pomocná látka pro vrtný výplach při těžbě ropy dispergována v rozpouštědle nemísitelném s vodou a poté emulgována ve vodném roztoku, obsahujícím jeden schopny j ednoduché nebo koaceřvace se jeden nebo kapiček. Jsou mikroenkapsulací
13.10.1970, v 10.10.1972, v nebo více makrokoloidů, které jsou komplexní koaceřvace. V průběhu více makrokoloidů usazuje kolem dispergovaných kapiček rozpouštědla ' nemísitelného s vodou a pomocné látky. Tím dojde k úplné enkapsulaci a uzavření známy různé způsoby provádění takových pomocí koaceřvace, které poskytují technické prostředky pro přípravu jednotlivých nových kompozic s obsahem mikroenkapsulovaných látek, použitelných při provádění postupů podle tohoto vynálezu. Tak mohou být například použity techniky enkapsulace popsané v patentu USA č. 2 800 457 (Re 24 899), Green . a kol·;, v patentu - USA č. 2 800 458,- Green, vydaném. 23.7.1957, v patentu USA č. 3 159 585, Evans a kol., vydaném 1.12.1964, v patentu USA č. 3 533 958, Yurkowitz, vydaném patentu USA č. 3 697 437, Fogle a kol., vydaném patentu USA č. 3 888 689, Maekawa a kol. vydaném
10.6.1975, v britském patentu č. 1 483 542, vydaném 24.8.1977, v patentu USA č. 3 996 156 Matsukawa a kol., vydaném 7.12.1976, v patentu USA č. 3 965 033, Matsukawa a j., vydaném 22.6.1976 a v patentu USA č. 4 010 038, Iwasaki a kol., vydaném 1.3.1977, přičemž všechny zmíněné patenty jsou zde uváděny jako odkazy.
Jiné látky a techniky pro přípravu mikrokapslí jsou popsány v patentu USA č. 4 016 098, Saeki a kol., vydaném 5.4.1977, v patentu USA č. 4 269 729, Maruyama a kol., vydaném 26.5.1981, v patentu USA č. 4 303 548, Shimazaki a kol., vydaném
I hydrofilni alginátu
1.12.1981, v patentu USA č. 4 460 722, Igarashi a kol., vydaném 17.7.1984 a v patentu USA č. 4 610 927, Igarashi a kol., vydaném 9.9.1986, přičemž všechny zmíněné patenty jsou zde uváděny jako odkazy.
Tyto preferované postupy používají k enkapsulaci kapičky emulze typu.olej ve vodě komplexní hydrofilní koloidní materiál,“ jako např. želatinu. Vedle želatiny mohou být použity i jiné koloidy včetně albuminu, alginátů, jako například sodného, kaseinu, agaru, škrobu, pektinů, karboxymethylcelulózy, karagénu, a arabské gumy.
Materiál H stěn tvoří látky obvykle používané při mikroenkapsulaci prováděné metodou koacervace. Tyto materiály jsou např. podrobně popsány v následujících patentech, které jsou zde uváděny jako odkazy: patenty USA č. 2 800 458,
159 585, 3 533 958, 3 697 437, 3 888 689, . 3 996 156„
965 033, . 4 010 038, 4 010 038 a 4 016 098. Preferovaným materiálem používaným pro enkapsulaci je želatina, vysrážená buď přídavkem soli, například síranu sodného nebo amonného nebo koacervovaná pomocí polyaniontu, jakým je arabská guma a ještě výhodněji zesítěná sítujícím činidlem, jakým je formaldehyd nebo glutaraldehyd.
Preferovaným typem želatiny je typ A (kyselý prekurzor), jehož pevnost podle Blooma je s výhodou 300, méně výhodně 275 a nejméně výhodné 150.
Jednoduchá koacervace může být provedena způsobem popsaným v paetntech USA č. 2 800 457 Green a kol., v patentu USA č.
800 458, Green a kol. a v patentu USA 3 594 327, Beesey, přičemž všechny tyto patenty jsou zde uvedeny jako odkazy.
Látkou, která je s výhodou používána pro komplexní koacervaci, je arabská guma, která je polyaniontem způsobujícím indukci koacervace. Z hlediska čistoty je preferovaným druhem arabské gumy tento materiál sušený sprejováním. Namísto arabské gumy mohou být též použity jiné polyaniontové materiály. Jako náhrada arabské gumy mohou být použity polyfosfáty, algináty (s výhodou hydrolyzované), karagén, karboxymethylcelulóza, polyakryláty, silikáty, pektin, želatina typu B (při pH, při kterém je v aniontové formě) a směsi těchto látek, přičemž se může jednat částečně nebo zcela o polyaniontový materiál.
Faktory důTe'ži'tými—pro—-komplexní—koacer-vaci—jsou—vedle------míchání (1) použití želatiny v množství od 5 do 25, s výhodou od 5 do 15, výhodněji od 7 do 12 a ještě výhodněji od 8 do 10 gramů na 100 gramů pomocné látky pro vrtný výplach při těžbě ropy, které je enkapsulována; (2) použití od 0,4 do 2,2, s výhodou od 0,6 do 1,5, výhodněji od 0,8 do 1,2 gramů arabské gumy (nebo jiného vhodného polyaniotového materiálu s přibližně stejným nábojem) na gram želatiny; (3) koacervační pH od 2,5 do é, s výhodou od 3,5 do 6, výhodněji od 4,2 do 5a ještě výhodněji od 4,4 do 4,8 (rozsah pH je nastaven ták, aby byla dosaženo kladnými náboji želatiny a zápornými (4) ovlivnění koacervace množstvím deionizované vody, které je obvykle od 15-ti do 35-násobku,
s.výhodou od 20-ti do 30-násobku celkového množství želatiny a polyaniontového materiálu, určeného pro tvorbu stěn kapslí, přičemž je velmi žádoucí, aby bylo používáno deioniozované vody, protože koacervační reakce je iontové povahy; (5) použití teploty koacervace mezi 30 až 60 °C, s výhodou mezi 45 až 55 °C; (6) chlazení, které po dosažení žádané teploty koacervace probíhá rychlostí 0,1 až 5 °C za minutu, s výhodou rychlostí 0,25 až 2 °C za minutu. Rychlost chlazení je nastavena tak, aby čas, ve kterém dochází k tvorbě stěn koacervačního gelu, byl vhodné rovnováhy mezi náboji polyaniontu);
maximální. Polyfosfátové.anionty.vytvářej i například koacerváty, které gelují při vyšších teplotách, takže rychlost chlazení je třeba nejdříve udržovat na nízké hodnotě a poté ji zvýšit. Arabská guma vytváří koacerváty, které gelují při nižších teplotách, proto chlazení má být nejdříve rychlé a potom pomalé.
Je výhodné, aby želatinonová stěna, nebo stěna tvořená systémem želatina/polyanion (s výhodou arabská guma) byla zesítěná. Preferovaným sířovadlem je glutaraldehyd. Vhodnými podmínkami pro sítování glutaraldehydem jsou mimo přiměřeného míchání (1) použití od 0,05 do 2,0, s výhodou od 0,5 do 1 gramu glutaraldehydu na 10 gramů želatiny; (2) chlazení mikroenkapsulační suspenze na teplotu nižší než 10 °C a udržování suspenze při této teplotě po dobu alespoň 30 minut před přidáním glutaraldehydu s následujícím zahřátím suspenze na teplotu okolí; (3) udržování pH pod 5,5 pokud sítovací reakce probíhá po dobu asi 4 hodiny (pro zkrácení reakčního času mohou být použity vyšší pH a/nebo teplota); (4) odstranění přebytečného glutaraldehydu promytím přebytkem vody, např.. šestnáctinásobkem objemu enkapsulační suspenze, aby se zabránilo příTišnému“zesítění, ' Glutaraldéhýď můze být zcela nebo z částí nahrazen jinými sítovadly, jako jsou močovinoformaldehydové pryskyřice, taninové materiály, jako tanin a jejich směsi.
Způsob ochrany ropných vrtů, kterého se . týká tento vynález, je v podstatě tentýž, jako způsob popsaný ve dříve uvedeném, patentu USA č. 3 676 373, který používá depo mikrokapslí na dně jímky vrtu, přicházející do styku s produkovanými kapalinami, obsahujícími vodnou fázi, jako prostředek pro uvolňování pomocné látky pro vrtný, .výplach při těžbě ropy do této vodné fáze. Tak například část materiálu tvořícího toto depo přichází do styku s působením vodné fáze, čímž jsou postupně destruovány stěny mikrokapslí a v důsledku toho dochází k uvolňování pomocné látky obsažené uvnitř kapslí do proudu produkovaných kapalin. Aby se zabránilo příliš rychlému průběhu tohoto procesu a aby depo mikrokapslí nebylo odplaveno, jsou tyto mikrokapsle připravovány se specifickou hmotností podstatně vyšší, než je specifická hmotnost vody nebo proudu kapalin. Obecně je preferovaná specifická hmotnost mikrokapslí podle tohoto vynálezu od 1,3 do 2,6. Je-li proudící kapalinou voda, vodný roztok solí nebo směs ropy a vodného roztoku solí, je výhodné, aby mikroenkapsulovaný materiál měl specifickou hmotnost od 1,5 do 1,8.
Složky stěny mikrokapsle, rozpouštědlo nemísitelné s vodou a pomocná látka nevytvářejí mikrokapslí, která by měla požadovanou, poměrně vysokou specifickou hmotnost, proto je podstatnou složkou mikrokapslí zatěžovací prostředek. Protože velikost mikrokapslí se nachází v mikronové oblasti (jejich průměr je například 30 až 40 mikronů), je třeba, aby zatěžovací prostředek byl ve formě velmi jemných částeček, jako jsou částečky velmi jemně mletého prášku. Například mohou být použity prásky o velikosti částeček nižší než 10 mikronů, přičemž je zvláště žádoucí, aby velikost těchto částeček byla 1 až 3 mikrony.
ÁčkoiT-JeΉοζηο”}^ο ^€ěžovac‘í'~přčstředky~prostředky~pou-žít— různé jemně mleté materiály, je pro tento účel dávána přednost sloučeninám kovů, jako jsou soli, oxidy nebo hydroxidy kovů. Sloučeniny obsahující kovy s vyššími oxidačními stavy jsou zvláště vhodné pro jejich vysokou specifickou hmotnost a vzhledem k jejich obecně nízké rozpustnosti ve vodě. Takovéto sloučeniny kovů „ s vyššími oxidačními stavy jsou síran barnatý, oxid olovnatý, oxid zinečnatý, chlorid olovnatý, sirnik železnatý a pod. Mohou však být použity i jiné sloučeniny kovů. Sloučenina kovu má mít specifickou hmotnost alespoň 2,5, s výhodou kolem 3,0. Zvláště výhodné jsou sloučeniny kovů se specifickými hmotnostmi v oblasti od 4,5 do 10.' Je zřejmé, že mohou být použity mnohé kovové a polýmetalické sloučeniny; Obecně mohou být nejefektivněji použity kovové sloučeniny s nízkou rozpustností ve vodě, protože jejich úbytek v důsledku rozpouštění ve vodné fázi bude malý. Vhodnými jsou například sloučeniny kovů, jejichž maximální rozpustnost ve vodě je menší než 1% při 25 °C, přičemž je obvykle dávána přednost sloučeninám s rozpustností ve vodě nižší než 0,5%. Sloučeniny kovů s vyššími rozpustnostmi však mohou být rovněž použity.
Sloučenina, sloužící jako zatěžovací prostředek, ve formě velmi jemného prášku může být snadno vpravena do kapsle. Výhodným způsobem je míšení -jemně rozemletého prášku s. emulzí... typu olej ve vodě před vytvářením koloidního filmu kolem dispergovaných kapiček. Jemně rozemletý prásek má schopnost působit jako pomocný smáčecí prostředek, a má tendenci se na mezifází mezi dispergovanými kapičkami vodnou fází. Při vytváření filmů z makrokoloidu je zatěžovací prostředek, nacházející se shromaždovat a kontinuální okolo kapiček v mezifází, zachycován a stává se součástí kapslí. Je žádoucí, aby zatěžovací prostředek byl dále rozptylován uvnitř částic, což může být prováděno způsobem popsaným v patentu USA č. 3 666 678, autorů Mosiera a Tippeta, vydaném 30.5,1972, který je zde uveden jako odkaz. Pomocí tohoto postupu je možno do enkapsulovaného materiálu vpravit maximální množství zatěžovacího prostředku. Při koacervační enklapsulaci, prováděné v přítomnosti jemně rozptýlené sloučeniny kovu výše popsaných vlastností však vždy dochází k zabudování značné části této sloučeniny do kapslí, čímž je zvyšována jejich specifická hmotnost.
Kapsle mohou obsahovat nižší nebo vyšší množství zatěžovacího prostředku, v závislosti na požadované konečné hmotnosti kapslí. Kapsle mohou například obsahovat 5 až 75 hmot.% zatěžovacího činidla. Ve většině případů však kapsle budou obvykle obsahovat alespoň 10%, avšak méně než 50% zatěžovacího prostředku. Nižší množství zatěžovacího prostředku většinou nezpůsobují dostatečný vzestup specifické hmotnosti, zatímco při vyšších množstvích zatěžovacích prostředků může být obtížné dosáhnout žádoucího obsahu rozpouštědla nemísitelného s vodou a v něm obsažené pomocné látky.
Při použití právě popsaného postupu mohou být snadno připraveny mikrokapsle se specifickou hmotností 1,3 až 2,0.··Pro použití pro ropná pole, kde se vyskytují roztoky solí se s vysokou specifickou hmotností, rovnou 1,2 až 1,3, je výhodné, aby mikrokapsle měly specifickou, hmotnost nad 1,5, tedy například v rozmezí 1,5 až 1,8. Pokud je nutno dosáhnout tohoto výsledku, je možno přidat do emulze nadbytek zatěžovacího prostředku. Množství, které je možno použít do kompozice,, ze které jsou mikrokapsle připravovány, je omezeno velikostí mezifázové plochy mezi kapičkami a vodní fází. V-důsledku toho přebytek zatěžovacího prostředku, který se nezabuduje do kapiček, nebo se nerozpustí ve vodném roztoku, zůstane suspendován ve vodném roztoku nad dekantovaným produktem a může z něho být oddělen. Například může být použito 0,5 až 1,5 hmotnostního dílu zatěžovacího prostředku na jeden hmotnostní díl dispergované fáze (rozpouštědlo nemísitelné s vodou a pomocná látka). Je-li zatěžovací prostředek alkalické povahy, pH emulze může být sníženo áž do kyselé oblasti bez toho, že by byla vlastní funkce zatěžovacího prostředku ohrožena, pokud je konečný produkt této změny systémem snášen. Rozumí se ovšem, že taková modifikace závisí na speciální aplikaci mikroenkapsulované látky. Většinou však není žádoucí používat zcela nerozpustný zatěžovací prostředek jako jsou kovy ve formě prášku, například práškovité železo nebo olovo.
Pomocné látky pro vrtný výplach při těžbě ropy
Je potěšitelné,· že velké množství látek pro ochranu těžebních vrtů, zvláště pomocných látek pro vrtný výplach při těžbě ropy, múze být enkapsulováno do mikrokapslí s vysokou specifickou hmotností podle tohoto vynálezu.
Jedinou podmínkou je, aby látku pro ochranu těžebních vrtů bylo možno dispergovat v rozpouštědle nemísitelném s vodou. Látka pro ochranu těžebních vrtů může být buď suspendována nebo rozpuštěna v roztoku a může být v nerozpustná ve vodě i ve vodě rozpustná. V případech, kdy proud kapaliny používaný při provozu je tvořen převážně vodou, je výhodnou látkou pro ochranu těžebních vrtů látka ve vodě dobře dispergovatelná, nebo ve vodě rozpustná. Proud kapaliny používaný při provozu, nebo jiné vodné medium, mohou však obsahovat i jinou fázi, jako je fáze olejová a látka pro ochranu těžebních vrtů při těžbě ropy může být částečně rozpustná v této druhé fázi.
S vodou nemísitelné nosičové rozpouštědlo je s výhodou inertní rozpouštědlo, které neinteraguje s makrokoloidem ani nezpůsobuje jeho rozklad a látka pro ochranu těžebních vrtů má být stálá v-tomto rozpouštědle.. Přestože může. být použita velká řada organických rozpouštědel, použité rozpouštědlo má být za podmínek procesu nanejvýš omezeně mísitelné s vodní fází, čímž je umožněno vytváření dispergované fáze organického rozpouštědla, obsahující látku pro ochranu těžebních vrtů. Ve většině případů je zvláště vhodné olejovité rozpouštědlo, jako uhlovodíkový, olej. Zvláště vhodné je například uhlovodíkové rozpouštědlo jako je petrolej. Mohou být rovněž použita jiná uhlovodíková rozpouštědla, jako motorová nafta. Jak je popsáno v patentu USA č. 3 574 132, uvedeného zde jako odkaz, jsou při některých použitích vhodná jiná alifatická a aromatická rozpouštědla a jejich směsi. Není rozhodující, které určité rozpouštědlo se zvolí, v případě, že pomocná látka pro vrtný výplach při těžbě ropy je rozpustná v olejích, nebo je-li možno takovou chemikálii uvádět do proudu kapalin, používaného při provozu, nebo do jiného vodného media, obsahujícího olejovitou fázi.
Pomocné látky pro vrtný výplach při těžbě ropy jsou m.j.:
(1) inhibitory koroze, zabraňující korozi kovů, které jsou — součástí těžního* září zení jako“ jsou soli amidů s vyššími alkyly, amidoaminy, imidazoliny, soli diaminů, polární organické látky a kvartérní amoniové sloučeniny, například kationtové povrchově aktivní látky; (2) dispergační prostředky, působící jako solubilizátory parafinu, např. neiontové nebo aniontové povrchově aktivní látky; (3) modifikátory bodu tuhnutí, jejichž účelem je zabraňovat usazování parafinických látek na stěnách potrubí vrtu a na pohyblivých částech zařízení, a kterými obvykle jsou polymery s dlouhými řetězci a/nebo povrchově aktivní látky; deemulgátory urychlující.oddělení vody v produktu od surové ropy, jako jsou sulfonáty fenolformaldehydových pryskyřic, alkylfenolethoxyláty, diepoxidy, sulfonáty, estery pryskyřic a polyglykoly a (5) kyseliny a soli kyselin jako je . kyselina mravenčí a kyselina sulfamová, sloužící k rozpouštění útvarů, obsahujících uhličitan vápenatý. Dalšími takovými látkami jsou (6) inhibitory tvorby usazenin zabraňující tvorbě usazenin v těžebním vrtu, jako jsou fosfonáty polyakryláty a estery kyseliny fosforečné, (7) baktericidy, jako jsou kvartérní amoniové sloučeniny a aldehydy, jako například kombinace alkyltrimethylamoniových solí kokosového oleje a glutaraldehydu a (8) látky pro úpravu asfalténů, jako jsou ethoxyláty alkylfenolu a alifatické polyétery. Mohou být použity všechny tyto a další chemikálie, které nacházejí uplatnění při těžbě ropy z vrtů.
V dalším je uveden reprezentativní seznam hlavních chemických typů pomocných látek pro vrtný výplach při těžbě ropy.
1. Inhibitory tvorby usazenin: fosfonové. kyseliny, vyráběné firmou Monsanto, jako je Dequest 2000, Dequest 2006, Dequest 2041, Dequest 2010, Dequest 2010, Dequest 2016, Dequest 2054, přípravky vyráběné firmou Mayo Chemicals, Mayoquest 1320, Buchman Phos 2 a BL-2004, přípravky vyráběné firmou
Champion Product 39 a Product 78 a přípravky, vyráběné firmou
Loňza-Uňihib 30'5~aUňlhib' “Γ704— -Dál-e- j sou—uvedeny-ehem-ioké--a fyzikální vlastnosti přípravku Dequest 2000 a 2006:
Fosfonát DequestR 2000 (kyselina) chemická struktura:
ch2po(oh)2 ch2po(oh)2 ch2po(oh)2 molekulová hmotnost:* 299 chemický název: aminptri(methylenfosfonová kyselina) zkratka: ATMP název v Chemical Abstracts: Phosphonic acid, nitrilotris {methylene)trichemická forma: vodný roztok typická analýza:
obsah aktivní látky: 50% (jako kyselina) barva: světle žlutá specifická hmotnost 20/15: 1,3 pH 1% roztoku při 25 °C: <2
železo jako Fe: | <35 | ppm. |
chloridy: <1% | ||
viskozita při - 20 | °C: | 36,5 - cPoise. |
60 | °C: | 15 cPoise |
viskozita při 20 | °C: | 11,08 cPoise |
40 | °C: | 6,10 cPoise |
60 | °C: | 3,85 cPoise |
Fosfonát DequestR 2006 (sodná sůl) chemická struktura:
CH2PO(ONa)2
N — CH9P0(0H)(ONa) X
CH2PO(ONa)2 molekulová hmotnost: 409 chemický název; sodná sůl aminotri(methylenfosfonové kyseliny) zkratka: Na5ATMP chemická forma: vodný roztok typická analýza:
obsah aktivní látky: 30% (jako kyselina), 40% (jako Na5 sůl) . barva: žlutá.................. . - ·· ··.......... - -----20/15: 1,4 °C: 10 až 11 ppm
204 cPoise 21 cPoise
57,51 cPoise 17,37 cPoise 7,66 cPoise specifická hmotnost pH 1% roztoku při 25 železo jako Fe: <35 chloridy: <1% viskozita při 20 °C:
°C:
viskozita při 20 °C:
°C: 60 °C:
2. Inhibitory tvorby usazenin: estery fosforečné kyseliny jako je Pluradyne SI-70, vyráběný firmou BASF, Product 81, vyráběný firmou Champion a SI-3065, vyráběný firmou Witco.
3. Inhibitory tvorby usazenin polyakrylátového a polyakrylamidového typu jako polymer vyráběný firmou Johnston v rámci J-Poly Series, Aquatreat 655, Aquqtreat 700 a AR-978 vyráběné firmou National starch a Polymer 214, vyráběný firmou Baker.
4. Inhibitory tvorby usazenin typu polysulfonovaných polykarboxylátů, vyráběné firmou National Starch pod označením Versa-TL4.
5. Inhibitory koroze: Imidazoliny a Amidoimidy jako Pluradyn CI-1019 a CI-1020, vyráběné firmou BASF, Witcamin 209, vyráběný firmou Witco a WT-3276, CI-3222, CI-3224 a CI-3254, vyráběné firmou Jetco.
6. Vysolovací prostředky pro inhibici koroze: dimery-trimery solí kyselin jako jsou Century D-75 firmy Union Camp, Versatryme
213 firmy Henkel a DTC-195 a Tenax 2010 firmy Westvaco.
7. Antikorozní-biocidní-povrchově aktivní prostředky: kvartérní amoniové sloučeniny, jako je serie produktů Jet Quat firmy Jetco, obsahující výrobky typu Fatty Tri-Methyl., Di-Fatty Di-Methyl a kvartérní amoniumchloridy. typu Di-Quat a Alkylpyridine Quat, jako je Product 59 firmy Champion.
8. Antikorozní-biocidní-povrchově aktivní prostředky: primární, sekundární a terciární aminy, vyráběné například firmou Jetco a označené Jet Amine PC, Jet Amine PT a Jet Amine DMCD.
9. Přísady omezující přítomnost pevných uhlovodíkových usazenin jako parafinů a asfalténu včetně dispergačních činidel pro •parafiny a inhibitorů usazování parafinů, např. Jet Base PT-3199.
10. Lapače sirovodíku a kyslíku jako jsou alkálie, dusitany, formaldehyd a siřičitany.
11. Deemulgátory.
12. Biocidy.
13.Stabilizátory vrtného výplachu.
14.Povrchově aktivní látky včetně pěnicích prostředků jako je Jet Foam MF-450.
15.0kyselující látky a kosolventy.
Jak již bylo uvedeno dříve, tento vynález nachází zvláštní uplatnění při enkapsulaci a použití pomocných látek pro vrtný výplach při těžbě ropy, které zabraňují tvorbě usazenin, nebo mají antikorozní, biocidní nebo antibakteriální účinky. Přesněji vyjádřeno, má enkapsulovaný produkt, obsahující inhibitor koroze, antikorozní účinky, je-li aplikován na povrch kovu, jako kyseliny, jako je kyselina inhibitorem koroze pro je například povrch železného kovu. Jsou-li požadovány biocidní a antibakteriální vlastnosti, je obvykle třeba, aby příslušná chemická látka byla vodorozpustná a aby ve vodném roztoku vykazovala antibakteriální účinky.
Dusíkaté sloučeniny, které mají antibakteriální účinky, zahrnují takovéto sloučeniny s alespoň jedním atomem “dusíku a s alespoň jedním alifatickým řetězcem s 12 až 22 uhlíkovými atomy, jako jsou alifatické řetězce, obsažené v přirozených tucích a rostlinných olejích. Zvláště výhodné jsou alifatické aminy, jako jsou primární aminy, nebo alifatické diaminy, dusík však může' být přítomen ve formě primárního, sekundárního případně terciálního aminu, nebo ve formě kvartérní amoniové soli. Příkladem baktericidu je acetát aminu kokosového oleje nebo acetát diaminu kokosového oleje..
Jako inhibitory koroze mohou být použity hydroxámové.
oleylhydroxamová. Zvláště vhodným naftové vrty je dinaftenát trimetylendiaminu hovězího loje. Jinými specifickými příklady inhibitorů koroze a/nebo baktericidů jsou adipát diaminu kokosového oleje, trimethylalkylamoniumchlorid nebo dimethyldialkýlamoniumchlorid, ve kterých jsou alkylskupiny odvozeny ze zdroje přírodního tuku, jakým je lůj, kokosový olej, nebo lněný olej. Mohou být rovněž použity cyklické dusíkaté sloučeniny, jako jsou imidazoly, a zvláště kvarternizované imidazoly.
Jinými příklady baktericidů, které mohou být použity, jsou glutaraldehyd, formaldehyd, 2“bromo-2-nitropropan“l,3-diol, dodávaný firmou Inolex Chemicals pod obchodním názvem Bronopol a směs 5-chlor-2-methyl-4-isothíoazolin-3-onu a 2-methyl-4izothiazolin-3-onu, dodávaného společností Rohm and Haas pod obchodním názvem Kathon CG/ICP. Obvyklé koncentrace baktericidů, používaných v popisovaných kompozicích, jsou od 1 do 1000 ppm.
Obsah pomocných látek v mikropkapslích může být od 5 hmot.% až do 80 hmot.%, s výhodou je tento obsah 5 až 25 hmot.%.
Mikrokapsle jsou obvykle přítomny ve formě suspenze, přičemž jejich koncentrace v roztoku solí používaném pro jejích syntézu je 10 až 80 %, s výhodou 20 až 75 % a ještě výhodněji 30 až
%. Tato koncentrovaná suspenze je uváděna do ropného vrtu. Po přípravě mikrokapslí-iňuže~být-provedeno—vzájemné—sm-í-sen-í—r-ůzný-ch enkapsulovaných pomocných látek, čímž se zjednoduší jejich aplikace v těžebním poli. Zvláště vhodné jsou směsi alespoň dvou inhibitorů tvorby usazenin, dvou- inhibitorů .koroze .a/nebo biocidů. . .
Ochrana ropných vrtů
Použití mikroenkapsulovaných látek přináší řadu výhod. Nejdůležitější výhodou je možnost prodloužit dobu ochrany a vyhnout se tak potřebě častého provádění ochrany. Je-li dále používáno pro ochranu vrtu více látek, mohou být enkapsulované formy těchto - látek navzájem míšeny beze ztrát a bez nebezpečí selhání v důsledku předčasných reakcí. Při rozpouštění enkapsulovaných látek uvnitř vrtu začínají tyto různé látky působit v místě, kde mohou být účinné.
Jinými výhodami použití mikroenkapsulovaných látek jsou dlouhodobější dodatečné působení chemické ochrany, bezpečnější manipulace s chemikáliemi, jednodušší zařízení pro ochranu vrtů, snížená cena způsobená efektivnějším řízením, působení a snížená spotřeba látek.
Mikrokapsle - obsahující-pomocné látky .pro . vrtný, výplach při těžbě ropy jsou obvykle aplikovány do vrtu a/nebo podpovrchové formace pomocí transportní kapaliny, kterou může být např. voda, olej, xylen, toluen, vodné roztoky solí, emulze vody v oleji nebo emulze oleje ve vódě. Množství pomocných látek, potřebných pro účinnou ochranu, velmi kolísá. Zpravidla však je pro většinu použití dostačující asi 100 . kg pomocných látek na 16 000 '1 transportní kapaliny. - ' · -· ............ - . . .
Příklady provedení vynálezu
Pokud není jinak uvedeno, jsou všechny údaje, uváděné v procentech, v poměrech a v dílech, udávány na základě hmotnosti.
Příklad 1
Kapsle obsahující inhibitor tvorby usazenin
Do 126,7 g vody se přidá 23,8 g krystalického síranu amonného a 47,5 g 35 až 45 % roztoku aminopolykarboxylové kyseliny (sodné soli kyseliny ethylendiaminotetraoctové - sodné soli EDTA) a míchá se, až je směs .homogenní. Toto je roztok A. .
Ke 48,6 g vody se přidá 2,34 g želatiny typu B 225 a želatina se rozpustí při 58,3 °C. Poté se přidá 18,75 síranu barnatého (nebo jiného zatěžovacího prostředku na bázi těžkých kovů). Za míchání, jehož intenzita je dostačující pro získání úplné disperze, se přidá 10,5 g inhibitoru tvorby usazenin (UNIHIB, polyfmethylenfosfonová kyselina) polyaminu). Dále se přidá 1,17 g diethylentriaminu a 1,17 g roztoku kyseliny chlorovodíkové. Do této směsi se přidá kombinace 11,56 g primárního aminu kokosového oleje (JET AMINE PC) a 4,9 g nasyceného uhlovodíku s 0 až 16 atomy uhlíku v řetězci (petroleje). pH.této emulze se kyselinou chlorovodíkovou nastaví na 2,9 až 4,2, čímž vznikne roztok B. Roztoky B a A se za míchání smísí, čímž vzniknou žádané koacervátové mikrokapsle, které se usadí na dno ve formě volné dispergovatelné suspenze.
Příklad 2 • \
Kapsle obsahující inhibitor koroze
K 99,9 g vody se přidá 187,7 g síranu amonného a 50,8 g aminopolykarboxylové kyseliny (VERSENE 100). Dokonale se promísí
a označí se jako roztok A”. V jiné nádobě se smísí 91,4 g vody, ~~ 3 g želatiny typu B~2“25“) l87l~j síranu—bar na t ého—a—l-6T8-gkoncentrátu amidoaminového inhibitoru koroze (JET BASE cl 3220) za míchání dostačujícího pro získání homogenní emulze. Přidáním
1,3 g kyseliny chlorovodíkové se nastaví -pH-na -2,9-až-4,2, čímž . sě získá roztok B. Smísením roztoků B a,/'A se získají žádané aktivní koacervátové mikrokapsle, které se usadí na dně
--------___jako -volně..dispergov.atelná__ suspenze. MikrokápsJ.e tvoří 20 až % této směsi.
Příklad 3
Kapsle obsahující inhibitor tvorby usazenin na bázi esteru ’ kyseliny fosforečné.
K 125,5 g vody se přidá 24,95 g krystalického síranu amonného a 47,4 g 39 % roztoku sodné soli EDTA a míchá se, až vznikne homogenní roztok, označený jako, roztok A. Vzájemným smísením
48.6 g vody, 2,34 g želatiny typu 225, 18,75 g barytu, 10,551 esteru kyseliny fosforečné (BASF PLURADYNE SI-70), 0,55 g diethylentrlaminu, 0,62 g vody, 2,85 g kyseliny chlorovodíkové,
16.6 g kombinace 70 % Jet Amine PC a 30 % petroleje, se připraví '?7.:stabilní.'„emulze:; Tatcr emulze--jej- roztokem B. Roztoky A, a B_ se navzájem za míchání smísí, čímž se vytvoří volně dispergovatelné mikrokapsle, které se usadí na dně. Tyto mikrokapsle tvoří 20 až 50 % směsi.
Ve shora popsaných předpisech jsou použity poměry síranu amonného (20 % roztok) k sodné soli EDTA (23 % roztok) od 90:10 do 50:50. Shora zmíněné mikrokapsle jsou připravovány za použití následujících aminopolykarboxysloučenin: VERSENE 100,
VERSENE 80, VERSENE 120 a VERSENE Tetraammonium EDTA. Přednost je dávána stabilizátoru VERSENE 100.
Inhibitory tvorby usazenin, které jsou použity při přípravě mikrokapslí, jsou fosfonáty ATMP a DETA.
Pokud se mikrokapsle, připravené podle shora uvedených příkladů, přidají do roztoků solí obsahujících 20 g/ml chloridových iontů, vznikne zákal, který je bud nepozorovatelný, nebo je nepatrný, což je známkou stability po dobu alespoň jednoho měsíce. Jsou-li mikrokapsle připraveny shora uvedeným způsobem, avšak bez aminopolykarboxysloučenin (t.j. bez silných “chelatotvorriých sloučenin) přidány do roztoků solí, okamžitě se vytvoří zákal, což je známkou nedostatku stability.
Existuje možnost přípravy směsi 1:1 suspenze, připravené podle příkladu 2 se suspenzí připravenou podle příkladu 3. Rovněž existuje možnost přípravy směsi 1:1 suspenzí podle příkladu 2 a podle příkladu 3. Rovněž je možno připravit směs 1:1:1 mikrokapslí s inhibitorem koroze, inhibtorem tvorby usazenin a s biocidem.
PATBNTSBRVXS Praha a.s.
-P_A_T-K-N_T_Q_V-É_. NÁROKY
Claims (8)
- -P_A_T-K-N_T_Q_V-É_. NÁROKY1. Mikroka^^1&výplach při^- pomocných látek pro vrtný sestávající z: \ .(A) inhibitoru tvorby usazenin, (B) inhibitoru koroze, (C) biocidu, ’ cvan ’ (D) látek, omezujících přítomnost pevných uhlovodíků/---- —i (E) zachycovačů sirovodíku a/nebo kyslíku,7 (F) deemulgátorů,0|SOQ (G) stabilizátorů vrtného výplachu, --— (H) povrchově aktivních látek, 0 9 0 I (I (I) okyselu jících. činidel, a (J) směsí uvedených pomocných látek, __;__ vyznačující se tím, že jejich stěny jsou tvořeny želatinou a že jsou stabilizovány přítomností účinného množství silného chelatotvorného činidla.
- 2. Mikrokapsle podle nároku 1, vyznačující se t í m, že dále obsahuje zatěžovací prostředek, s výhodou sůl baria, v koncentracích 5 až 75 %, s výhodou v koncentracích 10 až 50 %.
- 3t Mikrokapsle podle nároku 1 nebo 2 , vyznačující se t í m, že zmíněné silné chelatotvorné činidle je přítomno v koncentraci 2 až 14 %, s výhodou 3 až 12 %, ještě výhodněji 5 až 10 % a je zvoleno ze skupiny sestávající z:(1) látky obecného vzorceR5-[O“CH(COOH)ČH(COOH)]nR5, kde R5 je H nebo OH a kde průměrná hodnota n je mezi 2 až 3; (2) látky obecného vzorce ch2cooh ch2cooh, νΐΐβ t VΓ12^-^*2VVn3 f / t-C(CH2OH)3ř nebo směs těchto funkčních skupin9; (3) kyseliny nitrilotrioctové;(4) kyseliny ethylendiaminopolyoctové a kyseliny polyethylendiáminopolyoctové; a (5) směsi těchto látek.
- 4. Mikrokapsle podle některého z dříve uvedených nároků 1 až 3, vyznačující se tím, že zmíněná stěna těchto mikrokapslí je tvořena srážením zmíněné želatiny alespoň jednou solí, výhodně vybranou ze skupiny obsahující síran sodný, síran amonný a jejich směsi, výhodněji sůl.
- 5. Mikrokapsle podle některého z dříve uvedených nároků 1 až 4, vyznačující se tím, že zmíněná pomocná látka pro vrtný výplach při těžbě ropy je bud' inhibitor tvorby usazenin, inhibitor koroze, biocid, látka omezující přítomnost pevných usazenin uhlovodíků, nebo povrchově aktivní látka.-
- 6. Mikrokapsle podle některého z dříve uvedených nároků 1 až 5, vyznačující se tím, že tyto mikrokapsle jsou směsi alespoň dvou druhů různých mikrokapslí, přičemž každý tento druh obsahuje jinou pomocnou látku pro vrtný výplach při těžbě ropy, s výhodou obsahující dvě tyto látky zvolené ze skupiny sestávající z inhibitorů koroze, inhibitorů tvorby usazenin a biocidů.
- 7. Kompozice sestávající ze suspenze mikrokapslí podle některého z dříve uvedených nároků 1 až 6, vyznačující se tím, že obsah mikrokapslí v kapalině používané pro přípravu těchto mikrokapslí je 10 až 80 %.
- 8. Způsob ochrany ropných vrtů pomocí . účinného množství mikrokapslí podle některého z dříve uvedených nároku 1 až 7, vyznačující- se tím, že tento způsob zahrnuje ochranu v přítomnosti vysokých koncentrací solných roztoků a/nebo těžkých kovů, po dobu alespoň jednoho měsíce.PATENTSERVIS Praha a.s.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/878,940 US5922652A (en) | 1992-05-05 | 1992-05-05 | Microencapsulated oil field chemicals |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CZ270394A3 true CZ270394A3 (en) | 1995-06-14 |
Family
ID=25373127
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CZ942703A CZ270394A3 (en) | 1992-05-05 | 1993-05-03 | Micro-capsules of auxiliary substances for drilling fluid when recovering oil and method of their use |
Country Status (18)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5922652A (cs) |
EP (1) | EP0639240B1 (cs) |
JP (1) | JPH07506408A (cs) |
KR (1) | KR950701406A (cs) |
AT (1) | ATE149237T1 (cs) |
AU (1) | AU674850B2 (cs) |
BR (1) | BR9306321A (cs) |
CA (1) | CA2134980C (cs) |
CZ (1) | CZ270394A3 (cs) |
DE (1) | DE69308297D1 (cs) |
FI (1) | FI945196A0 (cs) |
HU (1) | HUT70884A (cs) |
MY (1) | MY108854A (cs) |
NO (1) | NO311736B1 (cs) |
NZ (1) | NZ252502A (cs) |
RU (1) | RU2111049C1 (cs) |
SK (1) | SK132294A3 (cs) |
WO (1) | WO1993022537A1 (cs) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CZ304516B6 (cs) * | 2012-12-28 | 2014-06-11 | Vysoká škola chemicko-technologická v Praze | Způsob protikorozní ochrany zařízení pro těžbu ropy |
Families Citing this family (101)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE4236145A1 (de) * | 1992-10-27 | 1994-04-28 | Semperlux Gmbh | Digitales 2-Stufen-Spar-EVG |
DK0656459T3 (da) * | 1993-11-27 | 2001-06-18 | Aea Technology Plc | Fremgangsmåde til behandling af olieboringer |
DE29600973U1 (de) * | 1996-01-20 | 1996-03-21 | Itw Befestigungssysteme | Befestigungsmittel für hochfeste Verbindung mit einem Untergrund |
GB9611422D0 (en) * | 1996-05-31 | 1996-08-07 | Bp Exploration Operating | Coated scale inhibitors |
US6126872A (en) * | 1998-01-27 | 2000-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated drag reducing agents |
US6207620B1 (en) * | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
WO2001077486A1 (en) * | 2000-04-07 | 2001-10-18 | Sofitech N.V. | Scale removal |
US6444316B1 (en) | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
US7196040B2 (en) * | 2000-06-06 | 2007-03-27 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
US7360593B2 (en) * | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
US6866797B1 (en) | 2000-08-03 | 2005-03-15 | Bj Services Company | Corrosion inhibitors and methods of use |
AU2001278587A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-18 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
GB0028268D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
GB0028269D0 (en) * | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
US6767868B2 (en) * | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Breaker system for fracturing fluids used in fracturing oil bearing formations |
US6702022B2 (en) * | 2001-06-20 | 2004-03-09 | Gennady V. Kattsyn | Method and device to reduce asphaltene and paraffin accumulations in wells |
US6841593B2 (en) | 2001-07-05 | 2005-01-11 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated and macroencapsulated drag reducing agents |
US6723683B2 (en) | 2001-08-07 | 2004-04-20 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Compositions for controlled release |
US6761220B2 (en) | 2002-02-01 | 2004-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment of a well with an encapsulated liquid and process for encapsulating a liquid |
GB0213599D0 (en) | 2002-06-13 | 2002-07-24 | Bp Exploration Operating | Process |
US7994103B2 (en) * | 2002-08-20 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same |
US7135440B2 (en) * | 2002-08-20 | 2006-11-14 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
US7473467B2 (en) * | 2002-09-03 | 2009-01-06 | Firmenich Sa | Preparation of microcapsules |
AU2002361719A1 (en) * | 2002-09-13 | 2004-04-30 | Kkg Group Llc | Reducing paraffin, asphaltene, and hydrate accumulations in wells |
US20040110877A1 (en) * | 2002-12-06 | 2004-06-10 | Becker Harold L. | Suspension comprising multiple surface active agents for treating oilfield fluids and gases and a method of making and using the same |
US20050072570A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Lehman Lyle Vaughan | Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices |
US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US10335757B2 (en) * | 2004-03-05 | 2019-07-02 | Specialty Earth Sciences | Process for making environmental reactant(s) |
US7431849B1 (en) * | 2004-03-05 | 2008-10-07 | Specialty Earth Sciences Llc | Encapsulated reactant and process |
US7491682B2 (en) * | 2004-12-15 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales |
US8324286B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-12-04 | Matsumoto Yushi-Seiyaku Co., Ltd. | Heat-expandable microspheres, method for producing the same, and application thereof |
US8183184B2 (en) * | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
US7772160B2 (en) * | 2006-09-06 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of additives in oil and gas production |
US9120963B2 (en) * | 2006-11-08 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed water-swelling materials and methods of use |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US7703527B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
CN100560682C (zh) * | 2007-12-27 | 2009-11-18 | 大庆石油学院 | 一种井底沉降式防垢防蜡剂 |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US20110036582A1 (en) * | 2009-08-14 | 2011-02-17 | Ladva Hemant K | Solid incorporated reversible emulsion for a fracturing fluid |
GB2476057B (en) | 2009-12-09 | 2012-05-30 | Schlumberger Holdings | Electro-chemical sensor |
US8596354B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of tracers used in hydrocarbon wells |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US10822536B2 (en) | 2010-07-19 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well |
US9010430B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using shaped compressed pellets in treating a well |
US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8757264B2 (en) | 2010-08-30 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscous wellbore fluids |
BR112013009946B1 (pt) | 2010-10-25 | 2019-04-30 | Stepan Company | Composição de sulfobetaina, betaina ou amônio quaternário, derivado; formulação de glifosato, composição de herbicida solúvel em água ou composição antimicrobiana, limpador de superfície áspera, formulação de detergente para vestuário sujo, xampu ou condicionador de cabelo ou produto de limpeza pessoal ou sabonete, inibidor de corrosão, dispersante de parafina, espumante de poço de gás, espumante, aditivo de espuma ou dispersante e emulsificante aniônico para composições agrícolas |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US9371479B2 (en) * | 2011-03-16 | 2016-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release biocides in oilfield applications |
US8664168B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
JP2014522451A (ja) * | 2011-06-13 | 2014-09-04 | アクゾ ノーベル ケミカルズ インターナショナル ベスローテン フエンノートシャップ | クロム含有機器装置においてキレート化剤を使用して改善された耐食性 |
US20130029883A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-01-31 | Cesi Chemical, Inc. | Gas generating system for stimulation and deliquification |
WO2013078369A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US8887805B2 (en) | 2012-10-30 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods related to mitigating aluminum and ferric precipitates in subterranean formations after acidizing operations |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
NO340820B1 (no) * | 2013-09-17 | 2017-06-26 | Jupa As | Syreblokk og framgangsmåte for lokal syrebehandling av undersjøisk tilkoplingselement |
WO2015175947A1 (en) | 2014-05-15 | 2015-11-19 | The George Washington University | Microencapsulation of chemical additives |
WO2015195596A1 (en) | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Services Petroliers Schlumberger | Compositions and methods for well cementing |
US9631139B2 (en) | 2014-07-17 | 2017-04-25 | Aramco Services Company | Encapsulation and controlled delivery of strong mineral acids |
WO2016014310A1 (en) | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same |
EP3217793B1 (en) | 2014-11-11 | 2020-09-09 | Council of Scientific & Industrial Research | Microcapsule composition containing watersoluble amine and a process for the preparation thereof |
GB2545613B (en) * | 2014-12-03 | 2022-04-20 | Halliburton Energy Services Inc | Microencapsulation of treatment chemicals for use in subterranean formations |
GB201507480D0 (en) * | 2015-04-30 | 2015-06-17 | Johnson Matthey Plc | Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods |
WO2017018998A1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microbubbles for treatment chemical delivery in subterranean formations |
US10626321B2 (en) | 2015-07-24 | 2020-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microbubbles for heat and/or gas generation in subterranean formations |
CA3000152A1 (en) | 2015-11-04 | 2017-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole payload release containers, method and system of using the same |
WO2017137789A1 (en) | 2016-02-11 | 2017-08-17 | Services Petroliers Schlumberger | Release of expansion agents for well cementing |
WO2017174208A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Slurry comprising an encapsulated expansion agent for well cementing |
US10641083B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
US10647045B1 (en) | 2016-11-03 | 2020-05-12 | Specialty Earth Sciences, Llc | Shaped or sized encapsulated reactant and method of making |
US11254861B2 (en) | 2017-07-13 | 2022-02-22 | Baker Hughes Holdings Llc | Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same |
CA3079526C (en) | 2017-11-03 | 2022-06-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
US11261705B2 (en) | 2018-08-13 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities |
RU2691409C1 (ru) * | 2019-02-18 | 2019-06-13 | Российская Федерация, от имени которой выступает ФОНД ПЕРСПЕКТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ | Способ получения термостойких ароматических полиэфирэфир- и сополиэфирэфиркетонов с улучшенными физико-механическими характеристиками |
US11525081B2 (en) | 2019-04-29 | 2022-12-13 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Methods of inhibiting corrosion in acid stimulation operations |
US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
CN115678524B (zh) * | 2022-10-11 | 2023-10-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种油气井固井用套管防腐复合剂、胶囊及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2800457A (en) * | 1953-06-30 | 1957-07-23 | Ncr Co | Oil-containing microscopic capsules and method of making them |
NL95043C (cs) | 1953-06-30 | |||
US3118500A (en) * | 1959-04-13 | 1964-01-21 | Texaco Inc | Treatment of underground formations to render them less permeable |
US3159585A (en) | 1961-04-12 | 1964-12-01 | Nat Starch Chem Corp | Method of encapsulating water insoluble oils and product thereof |
US3533958A (en) | 1966-07-22 | 1970-10-13 | Ncr Co | Process for making minute capsules |
US3666678A (en) * | 1968-01-12 | 1972-05-30 | Benjamin Mosier | Process of encapsulating basic nitrogen compounds with acid-precursor gelatin |
US3676363A (en) * | 1969-09-04 | 1972-07-11 | Benjamin Mosier | Production of weighted microcapsular materials |
US3697437A (en) * | 1970-05-27 | 1972-10-10 | Ncr Co | Encapsulation process by complex coacervation using inorganic polyphosphates and organic hydrophilic polymeric material |
US3676373A (en) | 1970-07-20 | 1972-07-11 | Gulf Research Development Co | Detergent compositions |
US3965033A (en) * | 1970-07-27 | 1976-06-22 | Fuji Photo Film Co., Ltd. | Process for the production of oil-containing microcapsules |
US3888689A (en) | 1970-10-01 | 1975-06-10 | Fuji Photo Film Co Ltd | Aqueous printing ink containing perfume-containing microcapsules |
JPS5343152B2 (cs) | 1973-05-28 | 1978-11-17 | ||
JPS5090578A (cs) | 1973-12-13 | 1975-07-19 | ||
JPS5814253B2 (ja) * | 1974-04-10 | 1983-03-18 | カンザキセイシ カブシキガイシヤ | ビシヨウカプセルノ セイゾウホウホウ |
JPS5113387A (cs) | 1974-07-24 | 1976-02-02 | Fuji Photo Film Co Ltd | |
FR2285869A1 (fr) | 1974-09-30 | 1976-04-23 | Anvar | Nouveaux acides iminodiacetiques n-substitues, leur procede de preparation et applications de ces composes en tant qu'agents chelatants ou therapeutiques |
JPS5970652A (ja) | 1982-10-12 | 1984-04-21 | Unitika Ltd | イミノジ酢酸誘導体 |
JPS60100516A (ja) * | 1983-11-04 | 1985-06-04 | Takeda Chem Ind Ltd | 徐放型マイクロカプセルの製造法 |
US4495996A (en) * | 1983-12-01 | 1985-01-29 | Atlantic Richfield Company | Method for scale removal and scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
US5112505A (en) * | 1986-05-15 | 1992-05-12 | Petrolite Corporation | Certain dithiocarbamates and method of use for reducing asphaltene precipitation in asphaltenic reservoirs |
US4769172A (en) | 1986-09-22 | 1988-09-06 | The Proctor & Gamble Company | Built detergent compositions containing polyalkyleneglycoliminodiacetic acid |
US4704233A (en) | 1986-11-10 | 1987-11-03 | The Procter & Gamble Company | Detergent compositions containing ethylenediamine-N,N'-disuccinic acid |
US4915854A (en) | 1986-11-14 | 1990-04-10 | The Procter & Gamble Company | Ion-pair complex conditioning agent and compositions containing same |
US4923645A (en) * | 1987-11-16 | 1990-05-08 | Damon Biotech, Inc. | Sustained release of encapsulated molecules |
US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
US5068042A (en) * | 1990-07-26 | 1991-11-26 | Mobil Oil Corporation | Dissolution of sulfate scales |
-
1992
- 1992-05-05 US US07/878,940 patent/US5922652A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-05-03 EP EP93910965A patent/EP0639240B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1993-05-03 AU AU42274/93A patent/AU674850B2/en not_active Expired
- 1993-05-03 HU HU9403179A patent/HUT70884A/hu unknown
- 1993-05-03 CZ CZ942703A patent/CZ270394A3/cs unknown
- 1993-05-03 CA CA002134980A patent/CA2134980C/en not_active Expired - Fee Related
- 1993-05-03 RU RU94046082A patent/RU2111049C1/ru active
- 1993-05-03 BR BR9306321A patent/BR9306321A/pt not_active IP Right Cessation
- 1993-05-03 JP JP5519554A patent/JPH07506408A/ja active Pending
- 1993-05-03 AT AT93910965T patent/ATE149237T1/de not_active IP Right Cessation
- 1993-05-03 WO PCT/US1993/004108 patent/WO1993022537A1/en not_active Application Discontinuation
- 1993-05-03 SK SK1322-94A patent/SK132294A3/sk unknown
- 1993-05-03 DE DE69308297T patent/DE69308297D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-05-03 KR KR1019940703930A patent/KR950701406A/ko not_active Application Discontinuation
- 1993-05-03 NZ NZ252502A patent/NZ252502A/en unknown
- 1993-05-05 MY MYPI93000837A patent/MY108854A/en unknown
-
1994
- 1994-11-04 NO NO19944206A patent/NO311736B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-11-04 FI FI945196A patent/FI945196A0/fi unknown
-
1999
- 1999-07-13 US US09/360,370 patent/US6326335B1/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CZ304516B6 (cs) * | 2012-12-28 | 2014-06-11 | Vysoká škola chemicko-technologická v Praze | Způsob protikorozní ochrany zařízení pro těžbu ropy |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2111049C1 (ru) | 1998-05-20 |
NO944206D0 (no) | 1994-11-04 |
NO944206L (no) | 1994-11-04 |
AU4227493A (en) | 1993-11-29 |
FI945196A (fi) | 1994-11-04 |
HU9403179D0 (en) | 1995-02-28 |
CA2134980C (en) | 1999-08-03 |
CA2134980A1 (en) | 1993-11-11 |
KR950701406A (ko) | 1995-03-23 |
ATE149237T1 (de) | 1997-03-15 |
BR9306321A (pt) | 1996-03-26 |
FI945196A0 (fi) | 1994-11-04 |
EP0639240A1 (en) | 1995-02-22 |
HUT70884A (en) | 1995-11-28 |
NZ252502A (en) | 1997-01-29 |
WO1993022537A1 (en) | 1993-11-11 |
AU674850B2 (en) | 1997-01-16 |
DE69308297D1 (de) | 1997-04-03 |
JPH07506408A (ja) | 1995-07-13 |
SK132294A3 (en) | 1995-07-11 |
EP0639240B1 (en) | 1997-02-26 |
US5922652A (en) | 1999-07-13 |
MY108854A (en) | 1996-11-30 |
US6326335B1 (en) | 2001-12-04 |
NO311736B1 (no) | 2002-01-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CZ270394A3 (en) | Micro-capsules of auxiliary substances for drilling fluid when recovering oil and method of their use | |
US4561981A (en) | Treatment of fouling with microcapsules | |
US6762154B2 (en) | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations | |
CA2800309C (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
RU2555970C2 (ru) | Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин | |
EP0902859B1 (en) | Coated products and use thereof in oil fields | |
US10844278B2 (en) | Composition and method for removing oil-based filter cake | |
CA1063928A (en) | Process for plugging permeable earth formations with wax | |
US20060166838A1 (en) | Method of preparing microparticles | |
EA003986B1 (ru) | Способ обработки нефтяной скважины | |
EA017072B1 (ru) | Полиэлектролитные комплексы для применения в области добычи нефти и газа | |
EA014875B1 (ru) | Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид | |
JP2015529691A (ja) | 乳化キレート剤を含有する組成物および地下層を処理する方法 | |
US20040110645A1 (en) | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same | |
US5670460A (en) | Method and composition for enhancing hydrocarbon production from wells | |
AU2017219172A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
US20150101815A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
WO2005079578A2 (en) | Embedded biocide | |
US10487278B2 (en) | Alkyl diols for crude oil treatment | |
US2785127A (en) | Oil well inhibitor | |
EP3234061B1 (fr) | Nano-inhibiteurs | |
US11377584B1 (en) | Nanodissolver for iron sulfide scale removal | |
US20240101889A1 (en) | Halloysite nanotubes for slow release asphaltene control chemical squeeze treatments | |
CA2909316A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD00 | Pending as of 2000-06-30 in czech republic |