EA018475B1 - Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот - Google Patents

Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот Download PDF

Info

Publication number
EA018475B1
EA018475B1 EA201071150A EA201071150A EA018475B1 EA 018475 B1 EA018475 B1 EA 018475B1 EA 201071150 A EA201071150 A EA 201071150A EA 201071150 A EA201071150 A EA 201071150A EA 018475 B1 EA018475 B1 EA 018475B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
composition
aqueous
sample
acid treatment
Prior art date
Application number
EA201071150A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201071150A1 (ru
Inventor
Алин Дженкинс
Original Assignee
Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ Ю.Кей. ЛИМИТЕД
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 Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ Ю.Кей. ЛИМИТЕД filed Critical Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ Ю.Кей. ЛИМИТЕД
Publication of EA201071150A1 publication Critical patent/EA201071150A1/ru
Publication of EA018475B1 publication Critical patent/EA018475B1/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
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/105—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances combined with inorganic substances
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/04—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in markedly acid liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/68—Treatment of water, waste water, or sewage by addition of specified substances, e.g. trace elements, for ameliorating potable water
    • C02F1/683—Treatment of water, waste water, or sewage by addition of specified substances, e.g. trace elements, for ameliorating potable water by addition of complex-forming compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/70—Treatment of water, waste water, or sewage by reduction
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2303/00—Specific treatment goals
    • C02F2303/08—Corrosion inhibition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2305/00—Use of specific compounds during water treatment
    • C02F2305/04—Surfactants, used as part of a formulation or alone
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

Композиция для кислотной обработки, применимая для обработки подземного углеводородного продуктивного пласта и удаления твердых отложений с нефтепромыслового оборудования, причем композиция включает кислоту, воду; и эффективное количество композиции ингибитора коррозии, включающей по меньшей мере одно меркаптосоединение, и по меньшей мере один алкоксилированный ацетиленовый спирт. Также представлены способы удаления твердых отложений с металлических поверхностей и обработки подземного углеводородного продуктивного пласта такой композицией для кислотной обработки, в результате чего снижаются коррозионные воздействия композиции для кислотной обработки на металлические поверхности в контакте с нею.

Description

Раскрытые здесь варианты исполнения в основном относятся к способу удаления минеральных отложений с металлических поверхностей, в частности с поверхностей бурового оборудования в нефтяной промышленности.
Уровень техники
Проводимые под землей операции добычи нефти могут включать нагнетание водного раствора в нефтеносный пласт для способствования движению нефти через пласт и для поддержания давления в пластовом резервуаре по мере извлечения текучих сред. Нагнетаемая вода, будь то поверхностная вода (озерная или речная) или морская вода (для операций при морской добыче), в основном содержит растворимые соли, такие как сульфаты и карбонаты. Эти соли могут быть несовместимыми с ионами, уже содержащимися в нефтеносном пласте. Пластовые текучие среды могут содержать высокие концентрации определенных ионов, которые встречаются в обычной поверхностной воде при гораздо более низких концентрациях, такие как стронций, барий, цинк и кальций. Частично растворимые неорганические соли, такие как сульфат бария (или барит) и карбонат кальция, часто осаждаются из технологической воды, когда условия, влияющие на растворимость, такие как температура и давление, изменяются внутри эксплуатационных буровых скважин и на поверхности. Это в особенности распространено, когда встречаются несовместимые воды, такие как пластовая вода, морская вода или технологическая вода. Когда трубопроводы и оборудование, используемые в работах на нефтяном месторождении, покрываются твердыми отложениями, обрастания нужно удалять занимающим много времени и дорогостоящим путем.
Дополнительно, пронизанные буровыми скважинами подземные формации, содержащие углеводороды, обычно обрабатывают водными кислотными растворами для стимулирования добычи углеводородов из них. Одна такая обработка, известная как кислотная обработка, включает введение водного кислотного раствора в подземный пласт под давлением так, что кислотный раствор протекает через поровые пространства в пласте. Кислотный раствор реагирует с растворимыми в кислоте материалами, содержащимися в формации, тем самым увеличивая размер поровых пространств и проницаемость пласта. Еще одна обработка для стимуляции добычи, известная как кислотный гидроразрыв пласта, включает образование одной или более трещин в пласте и введение водного кислотного раствора в трещины для вытравливания стенок трещин, в результате чего формируются каналы течения, когда трещины закрываются. Водный кислотный раствор также увеличивает поровые пространства в стенках трещин в пласте.
Некоторые общеупотребительные кислоты для удаления твердых отложений и для кислотной обработки включают соляную кислоту, плавиковую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, лимонную кислоту, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ΕΌΤΛ) и их комбинации. Органические кислоты часто используют при высоких температурах или когда предусматривают долговременный контакт между кислотой и трубой. При проведении кислотной обработки или кислотного гидроразрыва пласта в скважинах и других подобных обработках с использованием водных кислотных растворов зачастую возникает проблема коррозии металлической трубной арматуры, насосов и другого оборудования. Расходы, связанные с ремонтом или заменой поврежденных коррозией деталей металлической трубной арматуры и оборудования, могут быть очень большими.
При обработке скважины с использованием водного кислотного раствора коррозия металлических поверхностей в трубной арматуре и оборудовании обусловливает, по меньшей мере, частичную нейтрализацию водного кислотного раствора, прежде чем он прореагирует с растворимыми в кислотах материалами в трубах, оборудовании или обрабатываемом подземном пласте. Кроме того, присутствие растворенных металлов в водном кислотном растворе может приводить к осаждению нерастворимого шлама, когда водный кислотный раствор контактирует с сырой нефтью, что может наносить серьезный ущерб проницаемости обрабатываемого подземного пласта.
Ингибиторы коррозии, такие как органические тиофосфаты, кватернизованные амины, полифосфатные сложные эфиры, пленкообразующие амины, обычно используют для предотвращения или сведения к минимуму коррозии металлических поверхностей в трубной арматуре и оборудовании. Однако многие ингибиторы коррозии применимы только при избранных уровнях температуры или диапазонах значений рН для разнообразных рассолов. Кроме того, изменения степени разбавления, температуры или любое изменение, которое влияет на значение рН рассола, могут иметь результатом утрату способности ингибировать коррозию.
До сих пор были предложены и успешно использовались многообразные ингибирующие коррозию металлов составы для применения в водных кислотных растворах. Многие из таких ингибирующих коррозию составов включали четвертичные аммониевые соединения как основные компоненты, в особенности при высокотемпературных вариантах применения. Однако использование четвертичных аммониевых соединений было связано с такими проблемами, что они в основном являются высокотоксичными для водных организмов. Кроме того, четвертичные аммониевые соединения, которые обеспечивают достижение высоких степеней защиты металлов от коррозии при высоких температурах, представляют собой такие соединения, которые имеют относительно высокие молекулярные массы и высокие степени ароматичности. Эти четвертичные аммониевые соединения малодоступны на рынке, и их получение является
- 1 018475 очень дорогостоящим.
Соответственно этому, существует потребность в ингибиторах коррозии для применения с органическими кислотами, которые могут быть пригодными для работ при высоких температурах и являются экологически приемлемыми.
Сущность изобретения
В одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к композиции для кислотной обработки, применимой для обработки подземного продуктивного углеводородного пласта и удаления твердых отложений с нефтепромыслового оборудования, причем композиция включает кислоту, воду и эффективное количество композиции ингибитора коррозии, включающей по меньшей мере одно меркаптосоединение и по меньшей мере один алкоксилированный ацетиленовый спирт.
В еще одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу удаления твердых отложений с металлических поверхностей с помощью композиции для кислотной обработки, в результате чего коррозионные воздействия композиции для кислотной обработки на металлические поверхности в контакте с нею снижаются, причем способ включает контактирование металлических поверхностей с водной композицией, включающей кислоту, воду и эффективное количество композиции ингибитора коррозии, включающей по меньшей мере одно меркаптосоединение, и по меньшей мере один алкоксилированный ацетиленовый спирт; и обеспечение возможности растворения твердых отложений в водном растворе.
В еще одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу обработки подземного углеводородного продуктивного пласта композицией для кислотной обработки, в результате чего коррозионные воздействия композиции для кислотной обработки на металлические поверхности в контакте с нею снижаются, включающему контактирование подземной зоны с композицией для кислотной обработки, включающей кислоту, воду и эффективное количество композиции ингибитора коррозии, включающего по меньшей мере одно меркаптосоединение, и по меньшей мере один алкоксилированный ацетиленовый спирт; и извлечение указанной композиции для кислотной обработки из указанного подземного продуктивного пласта после израсходования в нем указанной композиции для кислотной обработки.
Другие аспекты и преимущества будут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Подробное описание
В общем, раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способам и композициям для проведения работ по кислотной обработке, работ по кислотному гидроразрыву пласта, работ по очистке буровой скважины, работ по удалению мелких фракций и других подобных работ, выполняемых в скважинах с использованием композиций для кислотной обработки. В одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу удаления минеральных отложений или накипи с металлических поверхностей, в частности с поверхностей бурового оборудования в нефтяной промышленности. В еще одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу обработки подземного углеводородного продуктивного пласта композицией для кислотной обработки. Удаление минеральных отложений и кислотная обработка могут быть выполнены с использованием кислотной композиции, которая в некоторых вариантах исполнения может быть пригодна для применения при высоких температурах, таких как по меньшей мере 120°С. Для защиты металлов в трубной арматуре и оборудовании, подвергающихся воздействию кислоты во время кислотной обработки или удаления твердых отложений при таких высоких температурах, кислотный раствор может включать композицию ингибитора коррозии согласно раскрытым здесь вариантам исполнения.
Способ растворения минеральных твердых отложений согласно раскрытому здесь варианту исполнения включает подвергание твердых отложений воздействию водного раствора, который включает кислоту и композицию ингибитора коррозии. При воздействии кислоты на твердые отложения кислота может вызывать растворение твердых отложений реакцией кислоты с солью щелочно-земельного металла, содержащейся в твердых отложениях.
Способ обработки подземного углеводородного продуктивного пласта композицией для кислотной обработки включает стадии, в которых подземный продуктивный пласт приводят в контакт с водным раствором, который включает кислоту и композицию ингибитора коррозии, и извлекают водный раствор из подземного продуктивного пласта после того, как кислотная композиция будет израсходована в нем.
Водные композиции, применимые для обработки подземных пластов и удаления твердых отложений согласно раскрытым здесь вариантам исполнения, могут включать воду, кислоту и эффективное количество композиции ингибитора коррозии. В некоторых вариантах исполнения кислотные композиции с ингибированием коррозии могут также включать по меньшей мере один диспергатор, противоосадочную присадку, средство для снижения содержания трехвалентного железа и поглотитель сульфидов, активаторы ингибитора коррозии и другие полезные соединения, такие как тиогликолевая кислота и тиосульфат натрия.
Кислоты, применяемые в представленных здесь водных композициях, могут включать неорганические кислоты, органические кислоты и их смеси. Неорганические кислоты, применимые в раскрытых
- 2 018475 здесь процессах кислотной обработки и удаления твердых отложений, могут включать одну или более из соляной кислоты, плавиковой кислоты, борфтористо-водородной кислоты и их смеси. Органические кислоты, применимые в раскрытых здесь процессах кислотной обработки и удаления твердых отложений, могут включать одну или более из муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты и гликолевой кислоты. Водные композиции, применимые в раскрытых здесь вариантах исполнения, могут включать кислоту с концентрацией в диапазоне от около 2 до около 35 вес.% водной композиции; в других вариантах исполнения кислота может быть использована с концентрацией в диапазоне от около 5 до около 30 вес.% водной композиции.
Минеральные твердые отложения, которые могут быть эффективно удалены с нефтепромыслового оборудования в раскрытых здесь вариантах исполнения, включают твердые наслоения на нефтепромысловом оборудовании, например, такие как соли щелочно-земельных металлов или других двухвалентных металлов, в том числе сульфаты бария, стронция, радия и кальция, карбонаты кальция, магния и железа, сульфиды металлов, оксид железа и гидроксид магния. Например, карбонат кальция может реагировать с муравьиной кислотой с образованием формиата кальция, диоксида углерода и воды, где формиат кальция растворим в водном растворе.
Водные композиции включают композицию ингибитора коррозии для снижения коррозионных воздействий неорганических и органических кислот на поверхности металлов в контакте с кислотой и для предотвращения повреждения подземного углеводородного продуктивного пласта. Композиции ингибиторов коррозии согласно раскрытым здесь вариантам исполнения могут включать смесь по меньшей мере одного меркаптосоединения и по меньшей мере одного алкоксилированного ацетиленового спирта.
Меркаптосоединения, применимые в раскрытых здесь вариантах исполнения, включают химические вещества, содержащие по меньшей мере одну меркаптогруппу, и включают, но не ограничиваются таковыми, меркаптоэтанол, 1-меркаптопропандиол (тиоглицерин), 3-меркапто-2-бутанол,
1- меркапто-2-пропанол, 3-меркаптопропионовую кислоту, меркаптоуксусную кислоту, меркаптоянтарную кислоту, 2-меркаптофенол, 2-меркаптобензойную кислоту, 3-меркапто-1-пропанол,
2- меркаптобензоксазол, 2-меркаптобензтиазол, 2-меркаптобензимидазол, 2-меркаптоимидазол, 2-меркапто-5-метилбензимидазол, 2-меркаптоникотиновую кислоту, 3-меркаптопропилтриметоксисилан и 1-[(2-гидроксиэтил)тио]-3-(октилокси)-2-пропанол. В некоторых вариантах исполнения меркаптосоединения могут включать меркаптоспирты, имеющие общую формулу (Н8)п-В-(ОН)т, где Я представляет линейный, разветвленный, циклический или гетероциклический, алкиленовый, ариленовый, алкилариленовый, алкилалкиленовый или углеводородный фрагмент, имеющий от 1 до 30 атомов углерода:
индексы п и т, каждый независимо, варьируют от 1 до 3.
Другие меркаптосоединения представлены в патенте США № 6365067, который включен здесь ссылкой.
Алкоксилированные ацетиленовые спиртовые соединения, применимые в раскрытых здесь вариантах исполнения, включают химические вещества, представленные следующей общей формулой:
НС С-Я-О-Х..11.
где Я представляет алкильную группу, такую как СН2;
фрагмент X представляет алкоксилированную часть, которая либо представляет собой этоксилированную группу, пропоксилированную группу или бутоксилированную группу либо их смесь;
индекс п представляет число повторяющихся структурных единиц алкоксилированной группы и имеет значение 1-15 в некоторых вариантах исполнения и 1-7 в других вариантах исполнения.
В некоторых вариантах исполнения было найдено, что в особенности эффективным в снижении скорости коррозии является пропоксилированный 2-пропинол-1.
Как будет показано в нижеприведенных примерах, скорости коррозии металлов, подвергаемых воздействию кислотных композиций, имеющих только меркаптосоединения, такие как 2-меркаптоэтанол, или только алкоксилированный ацетиленовый спирт, такой как пропоксилированный 2-пропинол-1, являются неприемлемыми, в особенности при контакте с металлами при высоких температурах (95°С или выше). Напротив, автор настоящего изобретения обнаружил, что скорости коррозии металлов, подвергнутых воздействию кислотных композиций, ингибированных смесью меркаптосоединений и алкоксилированных ацетиленовых спиртов в сочетании, являются приемлемыми, даже когда они контактируют с металлами при высоких температурах. Поскольку ни один из этих компонентов по отдельности не снижает существенно скорости коррозии, значительное уменьшение скоростей коррозии, когда меркаптосоединения, такие как 2-меркаптоэтанол, и алкоксилированные ацетиленовые спирты, такие как пропоксилированный 2-пропинол-1, используют совместно, было неожиданным результатом, и синергический эффект комбинации был непредсказуемым.
Водные композиции, применимые в раскрытых здесь вариантах исполнения, могут включать эффективное количество композиции ингибитора коррозии. Например, водные композиции ингибитора коррозии согласно раскрытым здесь вариантам исполнения могут быть использованы в количестве от около 0,25 до около 15 вес.% водной композиции. Эффективные количества могут быть определены ква
- 3 018475 лифицированными специалистами в этой области технологии и, среди прочих факторов, известны квалифицированным специалистам в этой области технологии, могут зависеть от контактирующего металла, обрабатываемого пласта, продолжительностей контакта, температуры при контакте и кислоты(т), используемой(ых) в водной композиции. Композиция ингибитора коррозии может включать одно или более меркаптосоединений и один или более алкоксилированных ацетиленовых спиртов, где в некоторых вариантах исполнения отношение меркаптосоединения к алкоксилированному ацетиленовому спирту может варьировать от около 0,1:1 до около 1:1; в других вариантах исполнения от около 0,25:1 до около 0,9:1 и от около 0,5:1 до около 0,8:1 в других дополнительных вариантах исполнения.
В некоторых вариантах исполнения водные композиции могут включать один или более алкоксилированных ацетиленовых спиртов в количестве до около 10 вес.% водной композиции; в других вариантах исполнения до около 7,5 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения до около 5 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения до около 2,5 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения от около 1 до около 3 вес.%; от около 1 до около 2,75 вес.% в других вариантах исполнения; от около 1,5 до около 2,5 вес.% в других вариантах исполнения и от около 1,75 до около 2,25 вес.% в других вариантах исполнения.
В некоторых вариантах исполнения водные композиции могут включать одно или более меркаптосоединений в количестве до около 5 вес.% водной композиции; в других вариантах исполнения до около 2,5 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения до около 1,5 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения до около 1 вес.% водной композиции, в других вариантах исполнения от около 0,1 до около 2 вес.%; от около 0,25 до около 1,5 вес.% в других вариантах исполнения; от около 0,5 до около 1 вес.% в других вариантах исполнения и от около 0,6 до около 0,9 вес.% в других вариантах исполнения.
В некоторых вариантах исполнения представленные здесь водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, могут включать от около 10 до около 40 вес.%, от значения более 0 до около 10 вес.% алкоксилированного ацетиленового спирта, от значения более 0 до около 5 вес.% меркаптосоединений, и остальное приходится на воду и другие необязательные компоненты, как упомянуто выше, в расчете на общий вес водной композиции.
В семействе вариантов исполнения раскрытые здесь водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, могут включать от около 10 до около 40% муравьиной кислоты, от значения более 0 до около 10% алкоксилированного ацетиленового спирта, от значения более 0 до около 5% меркаптосоединения, и остальное приходится на воду и другие необязательные компоненты, как упомянуто выше, в расчете на общий вес водной композиции.
В более конкретном семействе вариантов исполнения раскрытые здесь водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, могут включать от около 10 до около 30% муравьиной кислоты, от около 0,1 до около 10% пропоксилированного 2-пропинола-1, от около 0,1 до около 10% 2-меркаптоэтанола, и остальное приходится на воду и другие необязательные компоненты, как упомянуто выше, в расчете на общий вес водной композиции.
В некоторых вариантах исполнения водный раствор также может включать лимонную кислоту в количестве до около 2 вес.% водной композиции, от около 0,75 до около 1,25 вес.% водной композиции в других вариантах исполнения и от около 0,9 до около 1,1 вес.% водной композиции в других дополнительных вариантах исполнения.
В других дополнительных вариантах исполнения вышеупомянутые водные композиции могут быть разбавлены перед использованием. Например, водная композиция, включающая около 30% муравьиной кислоты и другие компоненты, как описано в предыдущем абзаце, может быть разбавлена водой перед применением.
В некоторых вариантах исполнения описываемые здесь водные композиции могут быть разбавлены водой в отношении до 5 частей воды на 1 часть водного раствора. Разбавление может быть желательным, например, там, где водный раствор поставляют в виде концентрата.
В некоторых вариантах исполнения водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, как представлено здесь, могут быть применимыми для процессов, требующих контактирования металла с водными композициями в течение продолжительных периодов времени, таких как 8, 16 или 24 ч, и при повышенных температурах, таких как выше чем около 95°С, выше чем около 120°С, выше чем около 130°С, выше чем около 160°С или выше чем около 185°С, в различных вариантах исполнения. Например, раскрытые здесь водные композиции могут быть использованы, когда они контактируют со сплавами на основе железа, включающими сталь 13Сг, углеродистые стали, нержавеющую сталь, сталь дуплекс-процесса, супердуплексную сталь и другие металлы, обычно встречающиеся при добыче нефти при вышеупомянутых температурах и продолжительностях контакта.
Раскрытые здесь водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, в некоторых вариантах исполнения могут иметь скорости коррозии, как измеренные с использованием методов, описанных в нижеприведенных примерах, менее 100 тру (единиц массы в год, в граммах, как описано далее в примерах). В других вариантах исполнения раскрытые здесь водные композиции могут иметь скорость коррозии менее 75 тру, менее 50 тру в других вариан
- 4 018475 тах исполнения, менее 40 тру в других вариантах исполнения и менее 30 тру в других дополнительных вариантах исполнения. Различные варианты исполнения раскрытых здесь водных композиций могут попадать в пределы любого из вышеуказанных диапазонов и могут варьировать в зависимости от продолжительности воздействия, типа металла и температуры, среди прочих переменных факторов.
Раскрытые здесь водные композиции, применимые для кислотной обработки, удаления твердых отложений и других процедур, в некоторых вариантах исполнения могут иметь измеренное значение потери веса, как измерено с использованием описанных в нижеприведенных примерах методов, менее 0,05 фунта/фут2 (0,24 кг/м2) (показательный уровень для потери веса на единицу площади первоначального воздействия на испытательном образце, как описано далее в примерах). В других вариантах исполнения раскрытые здесь водные композиции могут иметь скорость коррозии менее 0,04 фунта/фут2 (0,19 кг/м2), менее 0,03 фунта/фут2 (0,15 кг/м2) в других вариантах исполнения, менее 0,02 фунта/фут2 (0,098 кг/м2) в других вариантах исполнения, менее 0,01 фунта/фут2 (0,049 кг/м2) в других вариантах исполнения и менее 0,005 фунта/фут2 (0,024 кг/м2) в других дополнительных вариантах исполнения. Различные варианты исполнения раскрытых здесь водных композиций могут попадать в пределы любого из вышеуказанных диапазонов и могут варьировать в зависимости от продолжительности воздействия, типа металла и температуры, среди прочих переменных факторов.
Примеры
Различные композиции для кислотной обработки с ингибированием коррозии, согласно раскрытым здесь вариантам исполнения, были протестированы на коррозионную активность. Использованные методы испытаний и результаты испытаний описаны ниже. Хотя кислотные композиции в примерах называются как растворитель твердых отложений, следует понимать, что композиции также пригодны для кислотной обработки, кислотного гидроразрыва пласта и других вышеописанных процедур обработки.
Коррозионная активность.
Метод испытания: перед применением металлические испытательные образцы (сталь 13Сг, сталь С1018, нержавеющая сталь 316 и 8АР 2507 (дуплекс)) промыли ацетоном, оставили для высыхания и взвесили с точностью до четырех десятичных разрядов. Также определили площадь поверхности испытательных образцов. Испытательные образцы поместили в облицованный тефлоном керамический испытательный сосуд с надлежащим количеством растворителя твердых отложений. Объем добавленного растворителя твердых отложений определяли с использованием следующего уравнения: объем растворителя твердых отложений (мл) = площадь поверхности испытательного образца (см2)/6,5.
Керамические испытательные сосуды затем закупорили и поместили в печь при испытательной температуре на заданный период времени испытания (8 или 24 ч). Затем испытательные образцы извлекли, очистили, промыли ацетоном, высушили и вновь взвесили. Скорость коррозии рассчитывали с использованием следующего уравнения:
Скорость коррозии (единиц массы в год)=\У/3.45/ 106/(ΆχΤχΌ), где представляет потерю массы в граммах;
А представляет площадь начальной экспозиции образца в см2;
Т представляет время экспозиции в часах и
Ό представляет плотность металлического испытательного образца в г/см3.
Для растворителей твердых отложений есть также промышленный стандарт для выражения потери массы в единицах фунтов/фут2, и для приемлемого применения типично требуется, чтобы потеря массы была менее 0,05 фунта/фут2 (0,24 кг/м2). Потерю массы рассчитывают согласно следующему уравнению:
Потеря массы (фунтов/фут2) = (^/А)/0,4882, где и А таковы, как описано выше.
Образцы и результаты: водные композиции, включающие приблизительно 22% муравьиной кислоты, воду и приблизительно 1% только одного из пропоксилированного 2-пропинола-1 и 2меркаптоэтанола (сравнительные образцы 1 и 2 соответственно), контактировали с нержавеющей сталью 13Сг при температуре 95°С согласно обрисованным выше методикам. Сравнительные образцы протестировали с использованием неразбавленной композиции. Результаты испытаний обобщены в табл. 1.
Таблица 1
Продукт Добавка Т°С Время (часов) Металл Концентрация Скорость коррозии
мм/год
Сравнительный образец 1 Пропоксилированный 2пропинол-1 95 24 13Сг Неразбавленная 288
Сравнительный образец 1 2-Меркаптоттанол 95 24 ВСг 50% 200
Как показано в табл. 1, применение самих по себе 2-меркаптоэтанола или пропоксилированного 2пропинола-1 не дало приемлемых скоростей коррозии. Напротив, было найдено, как описано выше, что
- 5 018475 комбинация 2-меркаптоэтанола или пропоксилированного 2-пропинола-1 может иметь результатом приемлемые скорости коррозии в течение продолжительных периодов времени и при повышенных температурах.
Водная композиция согласно раскрытым здесь вариантам исполнения (названная в табл. 1 как Образец) и включающая приблизительно 22% муравьиной кислоты, 73,89% воды, 1% лимонной кислоты, 2% пропоксилированного 2-пропинола-1, 0,75% 2-меркаптоэтанола и 0,46% хлорида лития, контактировала с различными металлами согласно обрисованным выше методикам. Образец протестировали с использованием неразбавленной композиции и композиции, разбавленной водой в весовом отношении 1: 1 (50%-ная концентрация). Результаты испытаний обобщены в табл. 2.
Таблица 2
Продукт Т°С Время (чаоов) Металл Концентрация Скорость коррозии Потеря массы, фунтов/фут2 (для пересчета В'КГЛГ умножить на 4.88)
Единиц массы/ год. мм/год
Образец 95 24 13Сг Неразбавленная 73 1,84 0,0076
Образец 95 24 13Сг 50% 33 0,83 0,0036
Образец 95 24 С1018 Неразбавленная 46 1.16 0,0051
Образец 95 24 С1018 50% 48 1.21 0,0053
Образец 95 24 316 Неразбавленная 34 0,87 0,0039
Образец 95 24 316 50% 37 0,94 0,0042
Образец 130 24 13Сг Неразбавленная 212 5,38 0,0232
Образец 130 24 13Сг 50% 132 3,36 0,0145
Образец 130 24 С1018 Неразбавленная 694 17.60 0,0712
Образец 130 24 С1018 50% 703 17,85 0,0262
Образец 130 8 С1018 Неразбавленная 703 1785 0,0262
Образец 130 8 С1018 50% 492 12,48 0,0183
Образец 130 24 316 Неразбавленная 44 1,11 0,0046
Образец 130 24 316 50% 12 0,31 0,0013
Образец 130 24 Дуплекс Неразбавленная 15.17 0,38 0,0017
Образец 130 24 Дуплекс 50% 0,40 0,01 0,0000
Образец 160 24 13Сг Неразбавленная 499 12,67 0,0548
Образец 160 24 13Сг 50% 341 8,66 0,0374
Образец 160 8 13Сг №а 556 14,10 0,0203
Образец 160 8 13Сг 50% 192 4,86 0,0070
Образец 160 24 316 Неразбавленная 134 3,40 0,0153
Образец 160 24 316 50% 119 3,03 0,0136
Образец 160 8 316 Неразбавленная 60 1.52 0,0023
Образец 160 8 316 50% 34 0,86 0,0013
Образец 160 24 Дуплекс Неразбавленная 115 2,91 0,0127
Образец 160 24 Дуплекс 50% 8 0,21 0,0009
Образец 160 8 Дуплекс Неразбавленная 482 12,22 0,0178
Образец 160 8 Дуплекс 50% 15 0,39 0,0006
Образец 185 8 13Сг Неразбавленная 24988 634,21 0,9137
Образец 185 8 13Сг 50% 9995 253,67 0,3654
Образец 185 8 316 Неразбавленная 600 15,22 0,0683
Образец 185 8 316 50% 124 3,13 0.0141
Образец 185 8 Дуплекс Неразбавленная 880 22,35 00326
Образец 185 8 Дуплекс 50% 453 11,50 0,068
В общем, чтобы быть приемлемой для применения, потеря массы испытательного образца должна быть меньше, чем промышленный стандартный приемлемый предел в 0,05 фунта/фут2 (0,24 кг/м2). Коррозионные испытания проводили в течение времени, более продолжительного, чем это типично приме
- 6 018475 няется для растворителей твердых отложений в полевых условиях. Однако долговременные испытания могли помочь полнее оценить коррозионную активность растворителя твердых отложений, которая могла бы создать проблемы при последующем применении на промысле, обусловленные более продолжительным временем контакта. Вышеприведенные результаты показывают, что композиции растворителя твердых отложений согласно раскрытым здесь вариантам исполнения, включающие пропоксилированный 2-пропинол-1 и 2-меркаптоэтанол в качестве ингибитора композиции, могут быть пригодными для применения со сталью 13Сг, сталью С1018, нержавеющей сталью 316 и 8ЛВ 2507 (дуплекс) при использовании до температуры 160°С. Для температур вплоть до 130°С могут быть предпочтительными продолжительности контакта менее 8 ч. Для температур выше 130°С могут быть предпочтительными продолжительности контакта менее 8 ч во избежание чрезмерной коррозии. Растворители твердых отложений согласно раскрытым здесь вариантам исполнения могут быть также применимыми для удаления твердых отложений с других металлов.
Экологическая токсикология.
В дополнение к обсужденным выше коррозионным испытаниям, применение различных буровых растворов, включающих композиции для кислотной обработки, часто регламентировано на основе характеристик экологической токсикологии композиции. Например, сырьевые материалы часто должны удовлетворять разнообразным требованиям биоразложимости, токсичности и биоаккумулирования.
Пропоксилированный 2-пропинол-1, как сырьевой материал для раскрытых здесь композиций ингибитора коррозии, протестировали на экологическую токсикологию. Параметры биоразложимости измеряли согласно директивам ΟΕΕΌ 301В (ОЭСР, Организации экономического сотрудничества и развития). Токсичность по показателю ЕС50 (эффективная концентрация) измеряли согласно стандарту Ι8Ο/ΟΡ 10253. Значение показателя биоразложимости 1од Роте измеряли согласно директиве ΟΕί,Ό 117. Результаты испытаний обобщены в табл. 3, и следует отметить, что результаты показывают, что пропоксилированный 2-пропинол-1 был бы квалифицирован как зеленый продукт, приемлемый для применения практически на любой регламентированной территории.
Таблица 3
Сырьевой материал Биоразложение Токсичность Биоаккумулирование Ьод ₽о»
Пропоксилированный 2-пропинол-1 100% (ОЕСВ 301в) 100 мг/л 2
Как описано выше, раскрытые здесь водные композиции, применимые для растворения твердых отложений, кислотной обработки, кислотного гидроразрыва пласта и других процессов, являются как экологически благоприятными, имеющими низкие показатели экотоксикологии, так и удовлетворяют или превышают промышленные стандарты для коррозионной активности и потери массы, даже будучи используемыми при повышенных температурах. Раскрытые здесь варианты исполнения преимущественно могут создавать способ, которым минеральные твердые отложения могут быть удалены с нефтепромыслового оборудования, и растворяющий раствор может быть утилизирован без существенного ущерба для металлов и эластомеров, используемых в оборудовании. Дополнительно, раскрытые здесь варианты исполнения удовлетворяют многообразным предписаниям по защите окружающей среды в отношении экологической токсикологии.
В то время как изобретение включает ограниченное число вариантов исполнения, квалифицированным специалистами в этой области технологии, для которых это изобретение будет полезным, будет понятно, что могут быть придуманы другие варианты исполнения, которые не выходят за пределы области настоящего изобретения. Соответственно этому, эта область должна ограничиваться только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Claims (16)

1. Композиция для обработки подземного углеводородного продуктивного пласта и удаления твердых отложений с нефтепромыслового оборудования, содержащая:
от 10 до 40 мас.% муравьиной кислоты;
от 0,1 до 10 мас.% пропоксилированного 2-пропинола-1;
от 0,1 до 10 мас.% 2-меркаптоэтанола;
от 45 до 90 мас.% воды.
2. Композиция по п.1, дополнительно включающая, по меньшей мере, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту или их смесь.
3. Композиция по п.1, дополнительно содержащая, по меньшей мере, соляную кислоту, плавиковую кислоту, борфтористо-водородную кислоту и их смеси.
4. Композиция по п.1, дополнительно включающая, по меньшей мере, диспергатор, противоосадочную присадку, средства для снижения содержания трехвалентного железа и поглотитель сульфидов.
5. Композиция по п.4, дополнительно включающая до 2 вес.% лимонной кислоты.
6. Способ удаления твердых отложений с металлических поверхностей, включающий контактирование металлических поверхностей с водной композицией, содержащей: от 10 до 40 мас.% муравьиной кислоты, от 0,1 до 10 мас.% пропоксилированного 2-пропинола-1, от 0,1 до 10 мас.% 2-меркаптоэтанола, от 45 до 90 мас.% воды; и обеспечение возможности растворения твердых отложений в водном растворе.
7. Способ по п.6, дополнительно включающий извлечение водной композиции после заданного времени контакта.
8. Способ по п.6, в котором водная композиция дополнительно включает, по меньшей мере, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту или их смесь.
9. Способ по п.6, в котором водная композиция дополнительно включает, по меньшей мере, соляную кислоту, плавиковую кислоту, борфтористо-водородную кислоту или их смеси.
10. Способ по п.6, где водная композиция дополнительно включает, по меньшей мере, диспергатор, противоосадочную присадку, средства для снижения содержания трехвалентного железа и поглотитель сульфидов.
11. Способ по п.6, где водная композиция дополнительно содержит до 2 вес.% лимонной кислоты.
12. Способ обработки подземного углеводородного продуктивного пласта, включающий контактирование подземной зоны с композицией для кислотной обработки, содержащей: от 10 до 40 мас.% муравьиной кислоты, от 0,1 до 10 мас.% пропоксилированного 2-пропинола-1, от 0,1 до 10 мас.% 2-меркаптоэтанола, от 45 до 90 мас.% воды; и извлечение указанной композиции для кислотной обработки из указанного подземного продуктивного пласта после израсходования в нем указанной композиции для кислотной обработки.
13. Способ по п.12, в котором композиция для кислотной обработки дополнительно включает, по меньшей мере, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, тиогликолевую кислоту, гликолевую кислоту или их смеси.
14. Способ по п.12, в котором композиция для кислотной обработки дополнительно включает, по меньшей мере, соляную кислоту, плавиковую кислоту, борфтористо-водородную кислоту или их смеси.
15. Способ по п.12, в котором композиция для кислотной обработки дополнительно включает, по меньшей мере, диспергатор, противоосадочную присадку, средства для снижения содержания трехвалентного железа и поглотитель сульфидов.
16. Способ по п.12, в котором композиция для кислотной обработки дополнительно включает до 2 вес.% лимонной кислоты.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA201071150A 2008-04-02 2009-03-31 Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот EA018475B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US4185208P 2008-04-02 2008-04-02
PCT/EP2009/053832 WO2009121893A1 (en) 2008-04-02 2009-03-31 Organic corrosion inhibitor package for organic acids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201071150A1 EA201071150A1 (ru) 2011-06-30
EA018475B1 true EA018475B1 (ru) 2013-08-30

Family

ID=40834440

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201071150A EA018475B1 (ru) 2008-04-02 2009-03-31 Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20110028360A1 (ru)
EP (1) EP2274397A1 (ru)
BR (1) BRPI0911079A2 (ru)
CA (1) CA2720382C (ru)
EA (1) EA018475B1 (ru)
MX (1) MX2010010834A (ru)
WO (1) WO2009121893A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2509968A4 (en) * 2009-12-11 2014-04-30 Envirosource Inc SYSTEMS AND METHOD FOR PROCESSING GLYCERINE
RU2446896C2 (ru) * 2010-06-09 2012-04-10 Александр Иванович Крашенинников Способ нанесения ингибитора коррозии стали
MX2011005186A (es) 2011-05-17 2012-11-27 Geo Estratos S A De C V Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.
CN103450866B (zh) * 2013-09-06 2015-11-25 中国海洋石油总公司 一种高温二氧化碳缓蚀剂
US9404067B2 (en) 2014-08-26 2016-08-02 Ecolab Usa Inc. Fluoro-inorganics for inhibiting or removing silica or metal silicate deposits
MX2017007100A (es) 2014-12-03 2017-08-24 Halliburton Energy Services Inc Metodos y sistemas para la supresion de la corrosion de superficies metalicas.
US10221347B2 (en) 2014-12-03 2019-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for suppressing corrosion of sensitive metal surfaces
EP3317387A4 (en) 2015-06-30 2019-05-01 Ecolab USA Inc. INHIBITOR / DISPERSANT OF ORGANIC DEPOSITS AND METAL SILICATE FOR THERMAL RECOVERY OPERATIONS OF HYDROCARBON FUELS
US10035949B2 (en) 2015-08-18 2018-07-31 Ecolab Usa Inc. Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation
CA3004675A1 (en) 2018-05-11 2019-11-11 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition composition and fracking method
US12037540B2 (en) 2019-12-20 2024-07-16 Cameron International Corporation Coupling agents for use in corrosion inhibiting compositions
US11441064B2 (en) 2020-01-03 2022-09-13 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Method of removing iron-containing scale from a wellbore, pipe, or surface using a biodegradable descaler solution
US20240166972A1 (en) * 2022-11-18 2024-05-23 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Injectivity improvement with thioalcohols

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3345296A (en) * 1964-02-28 1967-10-03 Fmc Corp Corrosion inhibition
WO2001083639A2 (en) * 2000-05-03 2001-11-08 Sofitech N.V. Well treatment fluids comprising chelating agents
WO2005075707A1 (en) * 2004-02-04 2005-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Thiol/aldehyde corrosion inhibitors
US20060281636A1 (en) * 2005-06-09 2006-12-14 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Single fluid acidizing treatment

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6192987B1 (en) * 1999-04-06 2001-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Metal corrosion inhibitors, inhibited acid compositions and methods
US6365067B1 (en) 1999-08-12 2002-04-02 Baker Hughes Incorporated Mercaptoalcohol corrosion inhibitors

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3345296A (en) * 1964-02-28 1967-10-03 Fmc Corp Corrosion inhibition
WO2001083639A2 (en) * 2000-05-03 2001-11-08 Sofitech N.V. Well treatment fluids comprising chelating agents
WO2005075707A1 (en) * 2004-02-04 2005-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Thiol/aldehyde corrosion inhibitors
US20060281636A1 (en) * 2005-06-09 2006-12-14 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Single fluid acidizing treatment

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009121893A1 (en) 2009-10-08
US20110028360A1 (en) 2011-02-03
CA2720382C (en) 2013-04-30
CA2720382A1 (en) 2009-10-08
EP2274397A1 (en) 2011-01-19
EA201071150A1 (ru) 2011-06-30
BRPI0911079A2 (pt) 2015-10-06
MX2010010834A (es) 2010-12-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA018475B1 (ru) Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот
Rajeev et al. Corrosion mitigation of the oil well steels using organic inhibitors–a review
US9234125B2 (en) Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same
EP0153192A2 (en) Corrosion inhibitor for heavy brines
Mahmoud et al. Removal of pyrite and different types of iron sulfide scales in oil and gas wells without H2S generation
BR112017009339B1 (pt) método
NO336487B1 (no) Fremgangsmåte for utspyling av sulfider i borefluider, samt anvendelse av utspylingsmiddel
WO2015200241A1 (en) Methods of inhibiting salt precipitation and corrosion
CA2962751C (en) Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control
US20160230078A1 (en) Anti-corrosion formulations with storage stability
Yahya et al. Evaluation on steel corrosion in water-based drilling fluids: Inhibitors and scale involvement
US20180340113A1 (en) Iron sulfide removal in oilfield applications
US20230272266A1 (en) Modified acid compositions
Chen et al. New Insight into the Mechanisms of Iron Sulfide Deposition in Carbonate Reservoir during Acid Stimulation
WO2017165954A1 (en) Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
CN106467730A (zh) 一种适用于油田水处理的专用缓蚀剂
Hussein et al. Studying the use of tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate (THPS) as zinc sulfide and lead sulfide scales dissolver and the factors influencing the dissolution
EP3548647B1 (en) Use of a composition containing at least one biodegradable sugar-amide-compound in combination with at least one sulfur-based synergist for corrosion inhibition of a metallic equipment in oilfield applications
EA037081B1 (ru) Применение композиции, содержащей биоразлагаемые сахар-амидные поверхностно-активные вещества в комбинации по меньшей мере с одним серосодержащим синергистом, для замедления коррозии
NO169667B (no) Korrosjonsinhiberende blanding for saltloesninger med hoey densitet og dens anvendelse i borevaesker
CA1256688A (en) Corrosion inhibitor for brines
Mahmoud et al. IPTC-18279-MS
Ke et al. Ph Buffer Provides Corrosion Control Alternative For High Temperature Well Completions
BRPI0805313A2 (pt) mistura ácida para estimulação em rochas subterráneas produtoras de óleo, gás e água
NZ620018A (en) Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid

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 RU