EA014875B1 - Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид - Google Patents

Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид Download PDF

Info

Publication number
EA014875B1
EA014875B1 EA200701397A EA200701397A EA014875B1 EA 014875 B1 EA014875 B1 EA 014875B1 EA 200701397 A EA200701397 A EA 200701397A EA 200701397 A EA200701397 A EA 200701397A EA 014875 B1 EA014875 B1 EA 014875B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
water
chemical
microemulsion
oilfield
mixtures
Prior art date
Application number
EA200701397A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200701397A1 (ru
Inventor
Янь Ян
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of EA200701397A1 publication Critical patent/EA200701397A1/ru
Publication of EA014875B1 publication Critical patent/EA014875B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26—Oil-in-water emulsions
    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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

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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Cosmetics (AREA)

Abstract

В изобретении описаны полезные микроэмульсии, содержащие ингибиторы коррозии в дисперсной фазе, диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, которое способствует образованию эмульсии. Значение рН самого ингибитора коррозии может быть установлено таким, чтобы он выступал в качестве поверхностно-активного вещества. Ингибиторы коррозии образуют микроэмульсии, содержащие частицы или капельки диаметром от примерно 10 до примерно 300 нм. Микроэмульсии могут являться микроэмульсиями масло-в-воде, вода-в-масле или бинепрерывными.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к применению ингибиторов коррозии на нефтяных и газовых месторождениях, а наиболее предпочтительно в одном неограничивающем варианте осуществления относится к применению микроэмульсий для подачи ингибиторов коррозии при использовании на нефтяных и газовых месторождениях.
Уровень техники
Хорошо известно, что на стальные трубные изделия и оборудование, использующиеся при добыче нефти и газа, воздействуют корродирующие среды. Такие среды обычно состоят из кислых газов (СО2 и Н28) и рассолов разной солености. При таких условиях сталь будет подвергаться коррозии, возможно приводящей к порче оборудования, неполадкам, загрязнению окружающей среды и убыткам. Кроме того, в некоторых случаях буровые растворы содержат кислоту, специально прибавленную в них для кислотной обработки пластов с целью увеличения извлечения углеводородов. Эта прибавленная кислота также приводит к затруднениям, связанным с коррозией.
Поскольку скорость, с которой протекает коррозия, зависит от целого ряда факторов, таких как тип металла, химическая природа корродирующего агента, соленость, рН, температура и т.п., почти неизбежно протекает какой-либо тип коррозии. Одним путем преодоления этого затруднения является использование ингибиторов коррозии в системе добычи углеводородов.
Ингибиторы коррозии широко используются в добывающих скважинах и магистральных нефте- и газопроводах. Ингибиторы коррозии обычно являются высоковязкими жидкостями. Для получения способного к перекачке продукта обычно используют растворитель, чтобы разбавить ингибиторы и получить относительно низковязкую жидкость. Обычно применение больших количеств растворителя нежелательно, поскольку это повышает стоимость продукта и может увеличивать воспламеняемость.
Известно, что коррозию сплавов железа и сталей, соприкасающихся с эмульсиями масло-в-рассоле, можно ингибировать путем обработки эмульсией растворимого в воде полимера, предпочтительно растворимых в воде анионогенных, неионогенных и катионогенных полимеров, и/или азотсодержащими ингибиторами коррозии.
Микроэмульсия является термодинамически стабильной жидкостью. Она отличается от кинетически стабильных эмульсий, которые со временем разделяются на масло и воду. Известно, что микроэмульсии вода-в-масле подают растворимые в воде нефтепромысловые химикаты в подземные геологические горизонты. Также известны микроэмульсии масло-в-спирте, содержащие ингибиторы коррозии в антифризных композициях.
Было бы полезно разработать новый ингибитор коррозии, который был бы лучше известных в настоящее время систем. Всегда желательно обеспечить более значительную способность ингибировать коррозию с использованием меньшего количества ингибирующего коррозию материала и/или меньшее количество инертного материала, в особенности если инертный материал является относительно дорогостоящим. Также было бы полезно, если бы ингибитор коррозии являлся стабильным во время хранения и обладал меньшей воспламеняемостью по сравнению с обычными ингибиторами коррозии.
Краткое изложение сущности изобретения
Для решения этой и других задач настоящего изобретения в одном варианте осуществления разработан способ прибавления нефтепромыслового химиката к флюиду, включающий использование флюида, включая, но не ограничиваясь только ими, воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Содержащую нефтепромысловый химикат микроэмульсию вводят во флюид. Содержащая нефтепромысловый химикат микроэмульсия включает неводную дисперсную фазу, которая содержит нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью, и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе. Микроэмульсия дополнительно включает водную диспергирующую фазу.
Альтернативно, неводная дисперсная фаза включает нефтепромысловый химикат; водную диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе. Поверхностно-активное вещество является дискретным и отделено от нефтепромыслового химиката.
В другом неограничивающем варианте осуществления настоящее изобретение также относится к способу улучшения способности ингибировать коррозию у флюида, которым может являться вода; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Способ дополнительно включает введение содержащей ингибитор коррозии микроэмульсии во флюид в количестве, эффективном для улучшения его способности ингибировать коррозию. Содержащая ингибитор коррозии микроэмульсия включает дисперсную фазу, включающую ингибитор коррозии, диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа
- 1 014875 и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
Подробное описание изобретения
Согласно изобретению было установлено, что микроэмульсии можно применять для солюбилизации или подачи растворимых в масле нефтепромысловых химикатов, например ингибиторов коррозии, с использованием меньшего количества органического или неводного растворителя. Микроэмульсия также улучшает диспергируемость нефтепромысловых химикатов в продуктивных флюидах, перекачиваемых флюидах и т.п., тем самым улучшая рабочие характеристики химиката. Кроме того, композиции и способы, предлагаемые в настоящем изобретении, могут дополнительно или альтернативно включать другие нефтепромысловые химикаты, такие как средства для удаления продуктов коррозии, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы отложений, средства для растворения отложений, ингибиторы отложения парафина, ингибиторы образования гидрата газа, биоциды, модификаторы рН, соединения, образующие хелаты с металлами, соединения, образующие комплексы с металлами, антиоксиданты, смачивающие агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы отложения воска, средства для растворения воска, средства для диспергирования воска, поглотители Н28, ингибиторы просачивания воды, добавки для закрепления рыхлых песчаных пластов, модификаторы проницаемости, вспенивающие агенты, микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, соли, полимеры, стабилизаторы полимеров, сшивающие реагенты и деэмульгаторы. Эти нефтепромысловые химикаты могут находиться в растворимой в масле (неводной) и/или в растворимой в воде (водной) формах. Если эти дополнительные нефтепромысловые химикаты несовместимы с ингибиторами коррозии, то их можно включать в другие капельки или частицы и затем смешать по методике, но необязательно ограничиваясь только ею, их смешивания до введения во флюид. Альтернативно, дополнительные нефтепромысловые химикаты могут содержаться в другой фазе.
Также следует понимать, что способы и композиции, предлагаемые в настоящем изобретении, не ограничиваются случаем, когда нефтепромысловый химикат растворим в масле. Микроэмульсия может быть такой, что дисперсной фазой является вода, которая содержит растворимый в воде нефтепромысловый химикат, а диспергирующая фаза является неводной.
Следует понимать, что, хотя способы и композиции часто рассматриваются в настоящем изобретении для варианта осуществления, в котором нефтепромысловый химикат является ингибитором коррозии, способы и композиции можно приспособить для подачи, закачивания, введения и другого внесения иного нефтепромыслового химиката. Многие продуктивные и транспортировочные нефте- и газопроводы содержат значительное количество воды в жидкой фазе. Как отмечено выше, такие трубопроводы могут подвергаться опасности коррозии. Подходящие флюиды, для которых можно использовать композиции и способы, предлагаемые в настоящем изобретении, включают, но необязательно ограничиваются только ими, воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Углеводородную систему в настоящем изобретении также можно определить, как любую жидкую систему, которая содержит не менее 0,5% углеводородного компонента. Углеводородные системы включают, но необязательно ограничиваются только ими, многофазные трубопроводы и резервуары (например, содержащие системы нефть/вода, нефть/вода/газ) в системах добычи нефти и газа. Следует понимать, что в термин углеводородный флюид могут включаться кислородсодержащие или азотсодержащие углеводороды, такие как низшие спирты, гликоли, амины, простые эфиры и т.п. Термин углеводородный флюид также означает любой флюид, который содержит углеводороды и в соответствии с определением в настоящем изобретении также включает кислородсодержащие углеводороды. Таким образом, основной областью применения настоящей технологии являются многофазные содержащие углеводороды системы (например, системы нефть/вода, нефть/вода/газ), такие как содержащиеся в эксплуатационных нефте- и газопроводах.
В целом микроэмульсии известны в данной области техники и известно, что они фундаментальным образом отличаются от обычных эмульсий. Микроэмульсии являются термодинамически стабильными системами. В одном неограничивающем варианте осуществления размер частиц микроэмульсий составляет от примерно 10 до примерно 300 нм. В другом неограничивающем варианте осуществления размер частиц микроэмульсии не является особенно важным, пока эмульсия термодинамически стабильна (отличительная характеристика микроэмульсий). Микроэмульсии обычно выглядят как прозрачные или полупрозрачные растворы. Размер частиц микроэмульсий можно определить с помощью динамического светорассеяния или рассеяния нейтронов или другой подходящей методики. Вследствие небольшого размера частиц микроэмульсии выглядят как прозрачные или полупрозрачные растворы. Микроэмульсии обладают сверхнизким межфазным натяжением между водной фазой и масляной фазой или неводной фазой.
Как уже отмечено, микроэмульсии улучшают диспергируемость нефтепромыслового химиката (например, ингибитора коррозии) во флюидах, таких как дисперсные флюиды, и тем самым улучшают рабочие характеристики нефтепромыслового химиката (например, ингибитора). Микроэмульсии также могут включать другие несовместимые растворимые в масле нефтепромысловые химикаты и раствори
- 2 014875 мые в воде нефтепромысловые химикаты в качестве альтернатив или дополнений к имеющимся. Например, растворимый в масле нефтепромысловый химикат, такой как ингибитор коррозии, может находиться в дисперсной фазе, а растворимый в воде ингибитор образования отложений может находиться в водной диспергирующей фазе.
При более подробном описании микроэмульсия, предлагаемая в настоящем изобретении, содержит или включает нефтепромысловый химикат, по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество и воду, а в одном неограничивающем варианте осуществления диспергирующая фаза является водной, а дисперсная фаза является неводной. Альтернативно, микроэмульсия может представлять собой микроэмульсию вода-в-масле или бинепрерывную микроэмульсию. Следует понимать, что бинепрерывная микроэмульсия, строго говоря, не содержит дисперсную фазу или диспергирующую фазу. Как таковая, бинепрерывная микроэмульсия необязательно содержит частицы, хотя она может содержать и водные частицы в неводной части, и неводные частицы в водной части, причем водные и неводные части иногда перестают быть непрерывными. Следует понимать, что микроэмульсии, предлагаемые в настоящем изобретении, лучше всего описывать с помощью водной дисперсной фазы и водной диспергирующей фазы, в основном по той причине, что многие известные ингибиторы коррозии обычно растворимы в масле, а микроэмульсии, предлагаемые в настоящем изобретении, не ограничиваются этими конкретными вариантами осуществления.
Композиции, предлагаемые в настоящем изобретении, также могут включать сорастворитель или масло, если это необходимо для образования таких микроэмульсий. Сам нефтепромысловый химикат может выступать в качестве масляной фазы или в качестве поверхностно-активного вещества в зависимости от своей растворимости, что подробнее описано ниже.
В другом неограничивающем варианте осуществления микроэмульсия может содержать от примерно 1 до примерно 90 мас.% нефтепромыслового химиката, от примерно 5 до примерно 96% воды и от примерно 0,2 до примерно 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества. В другом неограничивающем варианте осуществления может содержаться от примерно 1 до примерно 95 мас.% нефтепромыслового химиката, от примерно 3 до примерно 98% воды и от примерно 0,1 до примерно 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества. В случае когда нефтепромысловый химикат также выступает в качестве поверхностно-активного вещества, микроэмульсия может включать от примерно 1 до примерно 90 мас.% нефтепромыслового химиката и от примерно 10 до примерно 99 мас.% воды.
Подходящими ингибиторами коррозии для использования с микроэмульсиями, предлагаемыми в настоящем изобретении, могут быть любые или самые известные ингибиторы коррозии и вероятно, те, которые будут разработаны впоследствии. Такие ингибиторы коррозии включают, но необязательно ограничиваются только ими, алканоламины, алкилфосфатные сложные эфиры, тиофосфатные сложные эфиры, жирные кислоты, такие как димерные карбоновые кислоты, малеинированные жирные кислоты, имидазолины, серусодержащие ингибиторы и т.п. Алкильные цепи могут содержать от 8 до 24 атомов углерода. В одном неограничивающем варианте осуществления можно использовать ненасыщенную цепь, такую как олеиловая. Другими примерами ингибиторов коррозии являются соединения, ингибирующие коррозию стали предпочтительно при анаэробных условиях, и они предпочтительно могут являться пленкообразователями, которые можно осаждать в виде пленки на поверхности металла, например на поверхности стали, такой как стенка трубопровода. Такими соединениями могут быть некватернизованные содержащие длинные алифатические цепи гидрокарбильные Ν-содержащие гетероциклические соединения, в которых алифатическая гидрокарбильная группа может содержать от 5 до 12 или более атомов углерода; моно- или диэтиленненасыщенные алифатические группы, содержащие, например, 8-24 атомов углерода, такие как олеильная и т.п. Ν-содержащая гетероциклическая группа может содержать 1-3 кольцевых атомов азота в 5-7 кольцевых атомах каждого цикла; в одном неограничивающем варианте осуществления пригодны для использования имидазольное и имидазолиновое кольца. Кольцо также может содержать аминоалкильные, например 2-аминоэтильный, и/или гидроксиалкильные, например 2-гидроксиэтильный, заместители.
Подходящие ингибиторы образования отложений включают такие, которые эффективно предупреждают образование отложений соединений кальция и/или бария при их использовании в пороговых, а не стехиометрических количествах. Приемлемые ингибиторы образования отложений включают, но необязательно ограничиваются только ими, растворимые в воде органические вещества, содержащие не менее 2 карбоксильных, и/или фосфоновых, и/или сульфоновых групп, например 2-30 таких групп. В другом неограничивающем варианте осуществления ингибитором образования отложений может быть олигомер или полимер или может быть мономер, содержащий не менее одной гидроксигруппы и/или аминного атома азота, предпочтительно в виде гидроксикарбоновой кислоты или гидрокси- или аминофосфоновой или сульфоновой кислоты. Ингибитор можно использовать в основном для подавления образования отложений соединений кальция и/или бария, но можно предупреждать образование и других отложений. Неограничивающими примерами таких соединений, которые используются в качестве ингибиторов, являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты, например полиаминометиленфосфонаты, содержащие 2-10 атомов Ν, например содержащие не менее одной метиленфосфонатной группы ка
- 3 014875 ждый; примеры последних включают, но не ограничиваются только ими, этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат) и триамин- и тетрааминполиметиленфосфонаты, содержащие 2-4 метиленовые группы у каждого атома Ν, в каждом фосфонате не менее 2 метиленовых групп являются разными. Другие ингибиторы образования отложений включают многоосновные карбоновые кислоты, такие как акриловая, малеиновая, молочная или виннокаменная кислота, и полимерные анионогенные соединения, такие как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловая кислота, необязательно, по меньшей мере, с некоторым количеством фосфонильных или фосфинильных групп, как в фосфинилполиакрилатах. В некоторых неограничивающих вариантах осуществления ингибиторы образования отложений, по меньшей мере частично, применимы в виде их солей щелочных металлов, например натриевых солей.
В одном неограничивающем варианте осуществления подходящие ингибиторы отложения асфальтенов включают, но не ограничиваются только ими, амфотерные жирные кислоты и соли алкилянтарной кислоты, и подходящие ингибиторы отложения воска включают, но не ограничиваются только ими, полимер, такой как полиолефин, например полиэтилен или сополимерный сложный эфир, например сополимер этилен-винилацетат, и подходящие средства для диспергирования воска включают, но не ограничиваются только ими, полиамиды. Подходящие поглотители сероводорода включают, но не ограничиваются только ими, окислители, такие как неорганические пероксиды, например пероксид натрия и диоксид хлора, или альдегид, например, содержащий 1-10 атомов углерода, такой как формальдегид или глутаровый альдегид, или (мет)акролеин. Подходящие ингибиторы образования гидрата газа включают, но не ограничиваются только ими, твердые полярные соединения, которыми могут быть полиоксиалкилены, или алканоламины, или тирозин, или фенилаланин.
В другом неограничивающем варианте осуществления количество использующегося нефтепромыслового химиката находится в диапазоне 1-50% мас./мас. в пересчете на неводную фазу, предпочтительно 5-40% мас./мас., альтернативно 6-30% мас./мас. В этих диапазонах использующееся количество зависит от природы применяющегося химиката и области применения.
В одном неограничивающем варианте осуществления поверхностно-активное вещество может представлять собой сам ингибитор коррозии при установлении такого значения рН, чтобы придать необходимую способность образовывать микроэмульсии. В другом неограничивающем примере прибавление основания для повышения рН приведет к превращению в поверхностно-активное вещество - мыло. В дополнение и альтернативно, прибавление кислоты будет приводить к протонированию амина и к приданию ему растворимости в воде. Следует понимать, что не для всех нефтепромысловых химикат необходимо регулировать рН с целью придания им достаточной поверхностной активности, необходимой для образования микроэмульсии, т. е. они сами по себе обладают такой поверхностной активностью.
Также можно использовать обычные поверхностно-активные вещества, такие как анионогенные, неионогенные, катионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества. Подходящие анионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкилсульфаты, сульфонаты, сульфосукцинаты, фосфаты, алкилбензолсульфонаты и т.п. Другие подходящие анионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, жирные карбоксилаты, алкилсаркозинаты, алкилфосфаты, алкилсульфонаты, алкилсульфаты и т. п. и их смеси. Длина алкильной цепи в поверхностно-активных веществах может составлять от 8 до 24 атомов углерода.
Подходящие неионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкоксилированные спирты или простые эфиры, алкилэтоксилаты, алкиламидоэтоксилаты, алкиламиноэтоксилаты, алкилглюкозиды, алкилированные карбоновые кислоты, сорбитановые производные, в которых алкильная цепь также может содержать от 8 до 24 атомов углерода. Более предпочтительные примеры включают, но необязательно ограничиваются только ими, нонилфенолэтоксилат-3, алкилэтоксилаты-3, диэтиламиды олеилкарбонатов и т.п. и их смеси.
Подходящие поверхностно-активные вещества и их смеси включают, но необязательно ограничиваются только ими, катионогенные поверхностно-активные вещества, такие как четвертичные моноалкиламины, такие как кокотриметиламмонийхлорид, цетилтриметиламмонийхлорид, стеарилтриметиламмонийхлорид, соятриметиламмонийхлорид, бегенилтриметиламмонийхлорид и т. п. и их смеси. Другие подходящие катионогенные поверхностно-активные вещества, которые можно использовать, включают, но необязательно ограничиваются только ими, четвертичные диалкиламины, такие как дицетилдиметиламмонийхлорид, дикокодиметиламмонийхлорид, дистеарилдиметиламмонийхлорид и т. п. и их смеси.
Амфотерные/цвиттерионные поверхностно-активные вещества, которые можно использовать, включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкилбетаины, алкиламидопропилбетаины, алкиламфоацетаты, алкиламфопропионаты, алкиламидопропилгидроксисульфаты и т.п. и их смеси.
Необязательные сорастворители включают, но необязательно ограничиваются только ими, спирты, гликоли, жирные спирты, простые эфиры алкилгликолей, обладающие цепью, содержащей от 3 до 8 атомов углерода, в которых цепи могут быть линейными или разветвленными. В одном неограничивающем варианте осуществления цепь может содержать от 4 до 6 атомов углерода. Предпочтительные примеры подходящих сорастворителей включают, но необязательно ограничиваются только ими, изопропанол,
- 4 014875 бутанол, пентанол, гексанол, бутилмоногликолевый эфир и т.п. и их смеси.
Растворители, необязательно использующиеся в углеводородной дисперсной фазе, могут включать, но необязательно ограничиваются только ими, минеральное масло, уайт-спириты или другие комбинации линейных, разветвленных, алициклических или ароматических углеводородов. В одном неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения углеводороды в диспергирующей фазе содержат от примерно 7 до примерно 18 атомов углерода.
Микроэмульсии, обсужденные в настоящем изобретении, можно легко получить путем комбинирования различных компонентов и проведения смешивания, перемешивания или завихрения, пока не образуется подходящая микроэмульсия.
Как уже отмечено, микроэмульсии также могут включать другие нефтепромысловые химикаты включая, но необязательно ограничиваясь только ими, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы образования отложений, ингибиторы отложения парафина и ингибиторы образования гидрата газа и т. п.
Кроме того, микроэмульсии, содержащие нефтепромысловые химикаты, можно применять для периодической обработки или вводить путем непрерывной закачки, такой как закачка через капилляры. Кроме того, микроэмульсии можно применять для подачи через внешнюю врезку в подводные трубопроводы. Продукт также можно вводить в скважину путем периодической закачки вниз по насоснокомпрессорным трубам, или в пустые трубы, или путем вытеснения из заполненных труб. Предполагается, что эти композиции микроэмульсий обладают лучшими рабочими характеристиками и меньшей стоимостью, чем обычные, основанные только на растворителях нефтепромысловые химикаты, поскольку растворители дороже воды. Также предполагается, что эти микроэмульсии нефтепромысловых химикатов будут менее вредны для окружающей среды, поскольку используется меньшее количество растворителей. Эти микроэмульсии также обладают тем преимуществом, что у них ниже температура вспышки, поскольку содержится меньшее количество растворителя. Кроме того, можно приготовить концентрированные продукты совместно с несовместимыми и/или синергетическими промежуточными продуктами.
Заранее трудно предсказать, какой должна быть рабочая концентрация, поскольку эта концентрация зависит от многих взаимосвязанных параметров обрабатываемой системы, включая, но необязательно ограничиваясь только ими, природу флюида, температуру, природу нефтепромысловых химикатов, природу поверхностно-активного вещества и т. п. Тем не менее, для представления о типичной концентрации в качестве неограничивающего примера можно указать эффективный диапазон концентраций микроэмульсии во флюиде, составляющий от 1 до 4000 мас.ч./млн продукта.
В другом неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения нижний порог диапазона концентраций составляет примерно 30 мас.ч./млн, а верхний порог диапазона концентраций может достигать примерно 1000 мас.ч./млн или 500 мас.ч./млн, альтернативно до 100 мас.ч./млн микроэмульсии в пересчете на полное количество обрабатываемого флюида.
Предполагается, что в одном неограничивающем варианте осуществления микроэмульсия разрушается и/или обращается для подачи ингибитора коррозии в трубопровод, систему добычи или другое оборудование, которое желательно защитить. Микроэмульсии могут разрушаться или обращаться по разным методикам, таким как химическая обработка или нагревание, но одной общей методикой предположительно является обычное разбавление. Методики дестабилизации или разрушения микроэмульсии включают, но необязательно ограничиваются только ими, изменение температуры, изменение рН, изменение солености, изменение концентрации спирта, изменение стабилизирующей концентрации поверхностноактивного вещества, изменение концентрации органических ионов, изменение дестабилизирующей концентрации поверхностно-активного вещества, изменение концентрации поверхностно-активного адсорбента, воздействие ультразвука и электрического поля и их комбинации.
Для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения приведенные в нем композиции и способы дополнительно описаны с помощью представленных ниже неограничивающих примеров, которые предназначены только для дополнительного описания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, а не для какого-либо его ограничения.
Пример 1.
В одном варианте осуществления микроэмульсии масло-в-воде, содержащей ингибитор коррозии, она обладает следующим составом, мас.%: толуол 2; олеилимидазолин (ингибитор коррозии) 4; олеиновая кислота (ингибитор коррозии) 4; додецилбензолсульфоновая кислота; этаноламин 2; бутиловый спирт 20; вода 66.
Последовательно смешивают указанные выше ингредиенты. Получают прозрачную и стабильную микроэмульсию. Полученную микроэмульсию масло-в-воде легко разбавить водной фазой.
Пример 2.
В одном варианте осуществления микроэмульсии вода-в-масле, содержащей ингибитор коррозии, она обладает следующим составом, мас.%: олеилимидазолин (ингибитор коррозии) 16; олеиновая кислота (ингибитор коррозии) 16; додецилбензолсульфоновая кислота 8; этаноламин 5; бутиловый спирт 11; толуол 33; вода 11.
Последовательно смешивают указанные выше ингредиенты. Получают прозрачную и стабильную
- 5 014875 микроэмульсию. Полученную микроэмульсию вода-в-масле легко разбавить углеводородным растворителем.
Пример 3.
Проводят тест по вытеснению меди. 30 мас.ч./млн ингибитора коррозии в ИАСЕ/Пораг М в виде смеси состава 90/10 продувают посредством СО2 при 60°С в течение 5 ч, затем погружают в 10% раствор Си8О4. Результаты, приведенные в таблице, показывают, что ингибитор коррозии в микроэмульсии обладает лучшей укрывистостью, чем такой же ингибитор коррозии в том же количестве, использовавшийся в виде обычного ингибитора коррозии на масляной основе. Это различие установлено путем осмотра испытательных образцов. Улучшение видно при осмотре.
Обычный растворимый в масле ингибитор коррозии Ингибитор коррозии в микроэмульсии
Компонент Мас.% Компонент Мас.%
Олеилимидазолинамид 5,0 О леилимидаз о линамид 5,0
Олеиновая кислота 3,0 Олеиновая кислота 3,0
Олеилимидазолин 3,0 Олеилимидазолин 3,0
Нонилфенолэтоксилатфосфат 2,0 Нонилфенолэтоксилатфосфат 2,0
Ароматический растворитель 87,0 Бутанол 15,0
Нонилфенолэтоксилат-10 3,0
Ледяная уксусная кислота 4,0
Вода | 65,0
Пример 4.
Совместно с ингибитором коррозии также можно использовать другие нефтепромысловые химикаты, такие как ингибитор образования отложений (например, 1-гидроксиэтандифосфоновую кислоту). Смесь описанного ниже состава (в мас.%) является микроэмульсией:
Олеилимидазолин12
Олеиновая кислота2
Ледяная уксусная кислота4
Нонилфенолэтоксилат-104
Бутанол14
1-Гидроксиэтандифосфоновая кислота 10 Вода:54
В композицию и осуществление настоящего изобретения без отклонения от его сущности и объема, которые определяются только прилагающейся формулой изобретения, можно внести множество изменений. Кроме того, нефтепромысловые химикаты или добавки, например ингибиторы коррозии, в том числе поверхностно-активные вещества, необязательные растворители и т.п., не те, которые специально указаны, можно применять в способах и композициях, предлагаемых в настоящем изобретении. Предполагается, что различные комбинации воды, ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ, кроме специально указанных в настоящем изобретении, и не в тех соотношениях, которые указаны в настоящем изобретении, также можно применять в качестве эффективных и улучшенных микроэмульсий.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид, заключающийся в том, что во флюид, выбранный из группы, включающей воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ, вводят содержащую нефтепромысловый химикат микроэмульсию в количестве, составляющем от 1 до 4000 мас.ч./млн, причем микроэмульсия включает водную диспергирующую фазу, комбинацию нефтепромысловый химикат - поверхностно-активное вещество, выбранную из группы, включающей неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе; и неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе;
    разрушают микроэмульсию для подачи нефтепромыслового химиката, при этом нефтепромысловый химикат выбирают из группы, включающей ингибиторы коррозии, средства для удаления продуктов
    - 6 014875 коррозии, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы отложений, средства для растворения отложений, ингибиторы отложения парафина, ингибиторы образования гидрата газа, биоциды, соединения, образующие хелаты с металлами, соединения, образующие комплексы с металлами, антиоксиданты, смачивающие агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы отложения воска, средства для растворения воска, средства для диспергирования воска, поглотители Н28, ингибиторы просачивания воды, добавки для закрепления рыхлых песчаных пластов, модификаторы проницаемости, вспенивающие агенты, микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, соли, полимеры, стабилизаторы полимеров, сшивающие реагенты, деэмульгаторы и их смеси.
  2. 2. Способ по п.1, в котором нефтепромысловый химикат выбирают из группы, включающей кислые нефтепромысловые химикаты, к которым прибавлено количество основания, достаточное для придания им поверхностной активности; и основные нефтепромысловые химикаты, к которым прибавлено количество кислоты, достаточное для придания им поверхностной активности; и их смеси.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором диспергирующая фаза включает воду и дисперсная фаза дополнительно включает сорастворитель, выбранный из группы, включающей обладающие разветвленными или линейными цепями спирты, гликоли и простые эфиры алкилгликолей, содержащие от 3 до 8 атомов углерода.
  4. 4. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсия включает от 1 до 90 мас.% нефтепромыслового химиката и от 10 до 99 мас.% воды.
  5. 5. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсия дополнительно включает добавочный нефтепромысловый химикат и дисперсная фаза, включающая нефтепромысловый химикат, представляет собой капельки, отделенные от дисперсной фазы, включающей добавочный нефтепромысловый химикат.
  6. 6. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсию непрерывно закачивают во флюид.
  7. 7. Способ по п.1 или 2, в котором нефтепромысловый химикат, являющийся ингибитором коррозии, выбирают из группы, включающей алифатические амины, насыщенные и ненасыщенные жирные кислоты, алканоламиды, алкилфосфатные сложные эфиры, тиофосфатные сложные эфиры, имидазолины, серосодержащие ингибиторы и их смеси.
  8. 8. Способ по п.1 или 2, в котором нефтепромысловый химикат подают в скважину, где находится флюид, при этом в подземном горизонте количество флюида мало или он отсутствует.
  9. 9. Способ по п.1 или 2, в котором комбинация нефтепромысловый химикат - поверхностноактивное вещество включает неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
  10. 10. Способ по п.1 или 2, в котором комбинация нефтепромысловый химикат - поверхностноактивное вещество включает неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
  11. 11. Способ по п.10, в котором микроэмульсия включает от 1 до 90 мас.% нефтепромыслового химиката, от 5 до 96% воды и от 0,2 до 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества.
    Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA200701397A 2005-01-21 2006-01-19 Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид EA014875B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US64568405P 2005-01-21 2005-01-21
US11/334,164 US7615516B2 (en) 2005-01-21 2006-01-18 Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications
PCT/US2006/001746 WO2006078723A2 (en) 2005-01-21 2006-01-19 Microemulsion containing oilfield chemicals useful for oil and gas field applications

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200701397A1 EA200701397A1 (ru) 2008-02-28
EA014875B1 true EA014875B1 (ru) 2011-02-28

Family

ID=36692821

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200701397A EA014875B1 (ru) 2005-01-21 2006-01-19 Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид

Country Status (9)

Country Link
US (2) US7615516B2 (ru)
EP (1) EP1874890B1 (ru)
AU (1) AU2006206524C1 (ru)
CA (1) CA2595460C (ru)
DK (1) DK1874890T3 (ru)
EA (1) EA014875B1 (ru)
MX (1) MX2007008793A (ru)
NO (1) NO341550B1 (ru)
WO (1) WO2006078723A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2495239C1 (ru) * 2012-04-27 2013-10-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления

Families Citing this family (83)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7615516B2 (en) * 2005-01-21 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications
RU2425860C2 (ru) 2006-03-15 2011-08-10 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ получения не образующей пробки суспензии гидрата
US8003577B2 (en) * 2007-03-22 2011-08-23 Schlumberger Technology Corporaton Method of treating subterranean formation with crosslinked polymer fluid
US20090078414A1 (en) * 2007-09-25 2009-03-26 Schlumberger Technology Corp. Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil
CN101802347B (zh) 2007-09-25 2013-07-03 埃克森美孚上游研究公司 管理水下出油管中的水合物的方法
US7703527B2 (en) * 2007-11-26 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation
US7994102B2 (en) * 2008-04-01 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Method of treating an alloy surface with an alkyl sarcosinate
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
US20100184631A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Schlumberger Technology Corporation Provision of viscous compositions below ground
US20110021386A1 (en) * 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
US8207096B2 (en) * 2009-12-30 2012-06-26 Halliburton Energy Services Inc. Compressible packer fluids and methods of making and using same
WO2011109118A1 (en) 2010-03-05 2011-09-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for creating flowable hydrate slurries in production fluids
US8980798B2 (en) * 2010-03-31 2015-03-17 Baker Hughes Incorporated Precipitation prevention in produced water containing hydrate inhibitors injected downhole
US8349771B2 (en) 2010-06-14 2013-01-08 Baker Hughes Incorporated Method for improving the clean-up of emulsified acid fluid systems
US8039422B1 (en) 2010-07-23 2011-10-18 Saudi Arabian Oil Company Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion
WO2012015514A1 (en) * 2010-07-29 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Compositions and methods for protecting metal surfaces from corrosion
US20130112415A1 (en) * 2010-07-29 2013-05-09 Ramesh Varadaraj Compositions and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion
WO2012015512A1 (en) * 2010-07-29 2012-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Compositions and methods for protecting metal surfaces from corrosion
US9260669B2 (en) 2011-03-24 2016-02-16 Baker Hughes Incorporated Synergistic H2S/mercaptan scavengers using glyoxal
US9102860B2 (en) * 2011-06-16 2015-08-11 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
AU2012290165B2 (en) * 2011-08-01 2016-04-28 Rhodia Operations Use of environmentally friendly solvents to replace glycol-based solvents
US8895482B2 (en) 2011-08-05 2014-11-25 Smart Chemical Services, Lp Constraining pyrite activity in shale
FR2979632B1 (fr) * 2011-09-05 2014-06-27 Ceca Sa Additifs di-fonctionnels anti-depots et anti-corrosion
US9605196B2 (en) * 2011-11-17 2017-03-28 Baker Hughes Incorporated Lubricity agents to increase pump efficiency in hydrate inhibitor applications
US9145512B2 (en) * 2011-11-23 2015-09-29 Saudi Arabian Oil Company Dual-phase acid-based fracturing composition with corrosion inhibitors and method of use thereof
US9353261B2 (en) 2012-03-27 2016-05-31 Nalco Company Demulsifier composition and method of using same
US9701888B2 (en) 2012-03-27 2017-07-11 Ecolab Usa Inc. Microemulsion flowback aid composition and method of using same
US20130292121A1 (en) 2012-04-15 2013-11-07 Cesi Chemical, Inc. Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9145508B2 (en) 2012-05-18 2015-09-29 Ian D. Smith Composition for removing scale deposits
EA021390B1 (ru) * 2012-12-10 2015-06-30 Владимир Витальевич Меркулов Состав для обработки призабойных зон и защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
EP2992066A1 (en) 2013-05-02 2016-03-09 Instytut Nafty i Gazu ­ Panstwowy Instytut Badawczy Water-soluble corrosion inhibitor for protection of lifting casings and natural gas pipelines as well as the method of its production.
EP2992065A1 (en) 2013-05-02 2016-03-09 Instytut Nafty i Gazu ­ Panstwowy Instytut Badawczy Corrosion inhibitor for protection of crude oil extraction equipment, crude oil pipelines, and crude oil tanks as well as the method of its production
CA2867046C (en) * 2013-10-08 2018-08-07 Cesi Chemical, Inc. Systems, methods, and compositions comprising an emulsion or a microemulsion and chlorine dioxide for use in oil and/or gas wells
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
AU2015200978B2 (en) * 2014-02-28 2018-06-28 Flotek Chemistry, Llc Systems, methods, and compositions comprising an emulsion or a microemulsion and chlorine dioxide for use in oil and/or gas wells
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9505970B2 (en) * 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10294764B2 (en) * 2014-05-14 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9957779B2 (en) 2014-07-28 2018-05-01 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
US10059872B2 (en) 2014-12-22 2018-08-28 Lonza Inc. Corrosion inhibitor compositions for acidizing treatments
AU2016222831B2 (en) 2015-02-27 2020-11-19 Championx Usa Inc. Compositions for enhanced oil recovery
WO2017040434A1 (en) 2015-09-03 2017-03-09 Schlumberger Technology Corporation Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using
WO2017040553A1 (en) 2015-09-03 2017-03-09 Schlumberger Technology Corporation On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents
US11692128B2 (en) 2015-09-03 2023-07-04 Schlumberget Technology Corporation Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using
CN105542738A (zh) * 2015-12-16 2016-05-04 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种微乳缓蚀剂及其制备方法
CN108472582A (zh) * 2016-01-08 2018-08-31 艺康美国股份有限公司 具有硫化氢清除和水合物抑制能力的多功能产品
US20170306216A1 (en) * 2016-04-22 2017-10-26 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Composition and method for viscosity control in delivery applications using subsea umbilicals
WO2017196938A1 (en) 2016-05-13 2017-11-16 Ecolab USA, Inc. Corrosion inhibitor compositions and methods of using same
CA3024520A1 (en) * 2016-05-18 2017-11-23 Ingevity South Carolina, Llc Clay inhibitors for drilling, fracturing, and other procedures
US11203709B2 (en) 2016-06-28 2021-12-21 Championx Usa Inc. Compositions for enhanced oil recovery
WO2018064272A1 (en) 2016-09-29 2018-04-05 Ecolab USA, Inc. Paraffin suppressant compositions and methods
US10738138B2 (en) 2016-09-29 2020-08-11 Ecolab Usa Inc. Paraffin inhibitors, and paraffin suppressant compositions and methods
US20180201826A1 (en) * 2017-01-17 2018-07-19 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Synergistic corrosion inhibitors
US10647907B2 (en) * 2017-07-06 2020-05-12 Ecolab Usa Inc. Compositions for enhanced oil recovery
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
WO2019108971A1 (en) 2017-12-01 2019-06-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US20190226094A1 (en) * 2018-01-19 2019-07-25 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Phosphorous-free, and iron activating agent-free rust removal, inhibition, and passivation
MY184153A (en) * 2018-03-29 2021-03-23 Seechem Horizon Sdn Bhd A chemical treatment solution for formation damage at near wellbore
US10968524B2 (en) 2018-09-21 2021-04-06 Baker Hughes Holdings Llc Organic blend additive useful for inhibiting localized corrosion of equipment used in oil and gas production
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
CN110886597B (zh) * 2019-12-31 2021-01-26 清华大学 一种纳米流体辅助二氧化碳吞吐采油方法
CN111137991B (zh) * 2020-03-23 2022-04-22 克拉玛依翎昊科技有限责任公司 一种缓蚀阻垢杀菌剂及其应用
CN111995076A (zh) * 2020-08-27 2020-11-27 西安奥德石油工程技术有限责任公司 一种注水用阻垢缓蚀剂及其制备方法
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods
CN114457344A (zh) * 2021-09-26 2022-05-10 中海油(天津)油田化工有限公司 一种海上油井管柱清洗用水基清洗剂及其制备方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3899431A (en) * 1973-01-18 1975-08-12 Marathon Oil Co Oil-in-water microemulsion drilling fluids
US4036300A (en) * 1976-06-23 1977-07-19 Union Oil Company Of California Micellar flooding process
US5094296A (en) * 1990-10-01 1992-03-10 Texaco Inc. Lignin amine microemulsions
US20030166472A1 (en) * 2002-03-01 2003-09-04 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4360061A (en) * 1980-04-03 1982-11-23 Exxon Research And Engineering Co. Oil recovery process using polymer microemulsion complexes
US4687590A (en) 1985-11-01 1987-08-18 First Brands Corporation Oil-in-alcohol microemulsion containing oil-soluble corrosion inhibitor in antifreeze
US5008026A (en) 1989-01-30 1991-04-16 Halliburton Company Well treatment compositions and method
US5993660A (en) * 1996-11-07 1999-11-30 Lockheed Martin Idaho Technologies Company Method of remediation of contaminants in porous media through minimization of bouyancy effects
US6793025B2 (en) * 1998-01-08 2004-09-21 M-I L. L. C. Double emulsion based drilling fluids
GB9915214D0 (en) 1999-06-29 1999-09-01 Bp Exploration Operating Microemulsions
US6613720B1 (en) 2000-10-13 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed blending of additives in well treatment fluids
US7615516B2 (en) * 2005-01-21 2009-11-10 Baker Hughes Incorporated Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3899431A (en) * 1973-01-18 1975-08-12 Marathon Oil Co Oil-in-water microemulsion drilling fluids
US4036300A (en) * 1976-06-23 1977-07-19 Union Oil Company Of California Micellar flooding process
US5094296A (en) * 1990-10-01 1992-03-10 Texaco Inc. Lignin amine microemulsions
US20030166472A1 (en) * 2002-03-01 2003-09-04 Cesi Chemical, A Flotek Company Composition and process for well cleaning

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2495239C1 (ru) * 2012-04-27 2013-10-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
EP1874890B1 (en) 2014-10-15
US7851414B2 (en) 2010-12-14
US20100160186A1 (en) 2010-06-24
EP1874890A2 (en) 2008-01-09
CA2595460A1 (en) 2006-07-27
US20060166835A1 (en) 2006-07-27
AU2006206524A1 (en) 2006-07-27
DK1874890T3 (da) 2014-11-03
CA2595460C (en) 2010-08-17
AU2006206524C1 (en) 2011-07-14
WO2006078723A2 (en) 2006-07-27
AU2006206524B2 (en) 2010-12-16
EP1874890A4 (en) 2009-07-29
WO2006078723A8 (en) 2007-10-04
NO20073933L (no) 2007-08-15
WO2006078723A3 (en) 2007-02-22
EA200701397A1 (ru) 2008-02-28
NO341550B1 (no) 2017-12-04
MX2007008793A (es) 2008-03-04
US7615516B2 (en) 2009-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014875B1 (ru) Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид
US5690174A (en) Oil and gas field chemicals
US9102860B2 (en) Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent
US8003575B2 (en) Scale squeeze treatment systems and methods
US7475730B2 (en) Method of treating well with foamed composition
US6379612B1 (en) Scale inhibitors
CA2518000A1 (en) Compositions for treating a well penetrating a subterranean formation and uses thereof
EP0976911A1 (en) Scale inhibitors
EP0886718B1 (en) Oil and gas field chemicals
US20020150499A1 (en) Oil-soluble scale inhibitors with formulation for improved environmental classification
US20230366296A1 (en) Methods for Transporting Scale Removal Agents into a Well
LT4330B (lt) Naftos ir dujų gavybos mišiniai

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

QB4A Registration of a licence in a contracting state