HUT70884A - Microencapsulated oil field chemicals and process for their use - Google Patents

Microencapsulated oil field chemicals and process for their use Download PDF

Info

Publication number
HUT70884A
HUT70884A HU9403179A HU9403179A HUT70884A HU T70884 A HUT70884 A HU T70884A HU 9403179 A HU9403179 A HU 9403179A HU 9403179 A HU9403179 A HU 9403179A HU T70884 A HUT70884 A HU T70884A
Authority
HU
Hungary
Prior art keywords
microcapsules
salt
microcapsule
acid
oil
Prior art date
Application number
HU9403179A
Other languages
English (en)
Other versions
HU9403179D0 (en
Inventor
Thomas Charles Kowalski
Robert Wayne Pike
Original Assignee
Procter & Gamble
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 Procter & Gamble filed Critical Procter & Gamble
Publication of HU9403179D0 publication Critical patent/HU9403179D0/hu
Publication of HUT70884A publication Critical patent/HUT70884A/hu

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/902—Controlled release agent
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/939—Corrosion inhibitor
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
    • Y10T428/2984—Microcapsule with fluid core [includes liposome]

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Description

A találmány tárgyát kőolaj kutak kezelésére szolgáló készítmények és eljárások képezik.
A kútból való kőolajkitermelésre negatívan ható tényezők: (1) a termelés során felhozott, eltömődést okozó anyagok lerakódása (vagyis lerakódás kialakulása); és (2) a kútcsövek és a kútban működő berendezések korróziója. A kút kezelése az olaj kitermelésekor használatos vegyszerekkel növeli a termelés sebességét, meghosszabbítja a termelés időtartamát és csökkenti a berendezés károsodását.
Ugyanakkor nehéz az egymástól földrajzilag távoleső, üzemeltetés közben nehezen hozzáférhető egyedi kutakat kezelni, amelyek rendkívül széles tartományban változó összetételű folyadékokat tartalmaznak.
Egy mérsékelten sikeres megoldást ismertet a 3,676,363 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírás, amely itt hivatkozásként szerepel. Az ebben ismertetett kapszulák nehezítettek. A kapszulákat a kút fenekére helyezik el, és azok ott lassan kioldódnak.
A különböző hidrofób folyadékok mikrokapszulázása jól ismert a szakirodalomból. Mikrokapszulákat alkalmaznak illatszerek, gyógyszerek, ragasztók, színezékek, tinták és hasonló anyagok kapszulázására.
Felismerték, hogy az itt hivatkozásként szereplő 3,676,363 számú, fent említett, amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásban ismertetett, mikrokapszulázott olaj kitermelési vegyszerek károsodásra hajlamosak bizonyos talajvizekben levő anyagok — például a sóié és kationok — viszonylag nagy koncentrációja hatására, és hogy meglepő módon, erős kelátképző szer, például az etilén-diamin-tetraecetsav stabilizálja a kapszula falát, és így lehetővé válik az olajkitermelést segítő vegyszerek hosszantartó kibocsátása.
Erős kelátképző szerek
A találmány szerinti erős, mikrokapszulázott kelátképző szereket vagy vizes oldat formájában vagy vízzel nem elegyedő oldószerrel adjuk a mikrokapszulákhoz a későbbiekben ismertetendő módon. A használható kelátképző szerek lehetnek a nehézfémeket komplexbe vivő vegyületek savas formái. Számos ilyen vegyületet alkalmaznak a detergens készítményekben, rendszerint sóik formájában.
A találmány szempontjából megfelelő polikarboxilátok, különösen az előnyös készítményekben használatosak, lehetnek az itt hivatkozásként feltüntetett 4,915,854 és 4,704,233 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásokban szereplő szennyeződéslebegtetők savas formái vagy sói. A megfelelő anyagoknak előnyösen viszonylag nagy a kötési állandójuk a nehézfémekre vonatkoztatva, mind savas, mind lúgos feltételek között. Előnyös anyagok az (I) általános képletű vegyületek — a képletben
R5 jelentése hidrogénatom vagy hidroxicsoport;
n értéke átlagosan 2-től 3-ig terjedő szám.
További előnyös anyagok az itt hivatkozásként feltüntetett 07/587,477 sorozatszámú, Hard-Surface Cleaning Compositions (Kemény felületek tisztítására szolgáló készítmények) című • · a · ·· ····
amerikai egyesült államokbeli szabadalmi bejelentésban ismertetett savak és sók.
A fenti anyagokon kívül megfelelnek továbbá az itt hivatkozásként feltüntetett 4,769,172 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásban megadott savas vegyületek. Ezen kívül megfelelőek még a (II) általános képletű kelátképző szerek — a képletben
R jelentése -CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3; -C(0)-CH3; -CH2-C(0)-NH2; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3; és ezek keverékei.
Néhány megfelelő kelátképző szer savas formájának elnevezése:
N-(3-hidroxi-propil)-imino-N,N-diecetsav (3-HPIDA);
N-(2-hidroxi-propil)-imino-N,N-diecetsav (2-HPIDA);
N-gliceril-imino-N,N-diecetsav (GLIDA);
(Dihidroxi-izopropil)-imino-N,N-diecetsav (DHPIDA);
(Metil-imino)-N,N-diecetsav (MIDA);
(2-Metoxi-etil)-imino-N,N-diecetsav (MEIDA);
Amido-imino-diecetsav (másnéven amido-nitrilo-triecetsav-nátrium; SAND);
Acetamido-imino-diecetsav (AIDA);
(3-Metoxi-propil)-imino-N,N-diecetsav (MEPIDA);és
Trisz(hidroxi-metil)-metil-imino-N,N-diecetsav (TRIDA).
A találmány szerinti imino-diecetsav-származékok előállítási módszerei a következő hivatkozásokban találhatók:
59-70652 számú nyilvánosságra hozott japán szabadalmi bejelentés a 3-HPIDA-ra;
• ·
DE-OS-25 42 708 számú szabadalmi irat a 2-HPIDA-ra és a DHPIDA-ra;
Chem.ZVESTI 34(1), 93-103. (1980), Mayer, Riecanska et al. (1979. március 26.) a GLIDA-ra
C.A. 104 (6) 45062 d a MIDA-ra; és
Biochemistry 5,467 (1966) az AIDA-ra.
További kelátképző szerek az amino-polikarboxilátok, például a nitrilo-triecetsav, az etilén-diamin-tetraecetsav, a polietilén-amin-poliecetsavak és hasonló vegyületek.
A találmány szerinti kelátképző szerek előnyösen körülbelül 2% és körülbelül 14%, előnyösebben körülbelül 3% és körülbelül 12%, még előnyösebben körülbelül 5% és körülbelül 10% közötti mennyiségben vannak jelen a teljes készítményre számítva .
A találmány szerinti mikrokapszulák bármely eljárás szerint és változatban előállíthatok, ennek során az olaj kitermelést segítő vegyszert vízzel nem elegyedő oldószerben diszpergáljuk, majd egyszerű vagy összetett kicsapódásra (koacervációra) képes, egy vagy több makrokolloidot tartalmazó vizes oldattal emulgeáljuk. A kicsapódás során egy vagy több makrokolloid lerakódik a vízzel nem elegyedő oldószer és a kezelő szer diszpergált cseppjei körül. A cseppek így teljesen bekapszulázódnak és bezáródnak. A koacerválásos mikrokapszulázási eljárás különböző megoldásai jól ismertek a szakirodalomból, és ezek szolgálnak az új, különleges mikrokapszulázott készítmények előállításakor technológiai megoldásként, és ezek megfelelnek a találmány szerinti módszer gyakorlati megvalósítására. Alkalmazható mikrokapszulázási eljárásokat ismertetnek az itt következő, hivatkozásként feltüntetett szabadalmi leírások:
2,800,457;
2,800,458; 3,159,585; 3,533,958;
3,697,437;
3,888,689 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírások, az 1,483,542 számú nagy-britanniai szabadalmi leírás;
3,996,156; 3,965,033; 4,010,038 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírások.
mikrokapszulák előállítására szolgáló további eljárásokat és anyagokat ismertetnek az itt hivatkozásként
4,460,722; 4,610,927 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírások.
Ezek az előnyös eljárások egy összetett hidrofób kolloid anyagot, a zselatint alkalmazzák az olaj a vízben típusú emulzió vízzel nem cseppj ei kapszulázására. A zselatin mellett más kolloidok is alkalmazhatók, köztük az albumin, alginátok, például a nátrium-alginát, lóz, farkaskutyatej (Irish moss; Euphorlia cyparissias) és gu miarábikum.
Falanyagként a koacerválásos technikával készülő mikrokapszuláknál szokásos anyagok jöhetnek szóba. Ezek részletes leírása az itt hivatkozásként megadott amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásokban szerepel, amelyek számai: 2,800,458; 3,159,585; 3,533,958; 3,697,437; 3,888,689;
3,996,156; 3,965,033; 4,010,038 és 4,016,098. Előnyös kapszulázó anyag a zselatin, amelyet vagy sóval, például nátrium-szulfáttal vagy ammónium-szulfáttal kicsapunk, vagy poli• « • · ··· · * ······ • · · · · · · •·· ·♦·♦ ·· · · *
- 7 anionnal, például gumiarábikummal koacerválunk, és előnyösebben térhálósítunk valamilyen térhálósító szerrel, például formaldehiddel vagy glutáraldehiddel.
Az előnyös zselatin az A típusú (sav elővegyület), amelynek Bloom szilárdsága előnyösen 275, majd huszonötönként csökken 150-ig, utóbbi a legkevésbé előnyös.
Az egyszerű koacerválás a 2,800,457; 2,800,458 és
3,594,327 számú, itt hivatkozásként feltüntetett amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásokban ismertetett eljárás szerint történhet.
Az összetett koacerváláshoz a gumiarábikum az előnyös polianionos anyag a például zselatin koacerválásának beindításához. A porlasztva szárított tisztaságú gumiarábikum az előnyös. Gumiarábikum helyett további polianionos anyagok is alkalmazhatók. Polifoszfátok, alginátok, (előnyösen hidrolizáltak), hínár (carrageenan); (karboxi-metil)-cellulóz, poliakrilátok, szilikátok, pektin, B típusú zselatin (olyan pH-értéken, ahol anionos) és ezek keverékei használhatók polianionos anyagként a gumiarábikum részleges vagy teljes helyettesítésére.
Az összetett koacerválás további előnyös feltételei a megfelelő keverés mellett: (1) körülbelül 5 g és körülbelül 25 g, előnyösen körülbelül 6 g és körülbelül 15 g, még előnyösebben körülbelül 7 g és körülbelül 12 g, és még ennél is előnyösebben körülbelül 8 g és körülbelül 10 g közötti mennyiségű zselatin alkalmazása 100 g mikrokapszulázandó, olaj kitermelést segítő vegyszerre; (2) körülbelül 0,4 g és • · • «
- 8 körülbelül 2,2 g, előnyösen körülbelül 0,6 g és körülbelül 1,5 g, még előnyösebben körülbelül 0,8 és körülbelül 1,2 g gumiarábikum vagy más megfelelő anion alkalmazása (olyan mennyiségben, amely megközelítőleg egyenértékű töltést képvisel) a zselatin 1 grammjára számítva; (3) a koacerválás pH-ja körülbelül 2,5 és körülbelül 8, előnyösen körülbelül 3,5 és körülbelül 6, még előnyösebben körülbelül 4,2 és körülbelül 5, még ennél is előnyösebben körülbelül 4,4 és körülbelül 4,8 között legyen. (A pH-értéket úgy kell beálítani, hogy ésszerű egyensúly álljon be a zselatin kátionos töltése és a polianion anionos töltése között.); (4) a koacerválási reakciót olyan mennyiségű ionmentesített vízzel valósítjuk meg, amely rendszerint körülbelül 15 és körülbelül 35, előnyösen körülbelül 20 és körülbelül 30 közötti többszöröse a kapszulák falának előállítására használt zselatin és polianionos anyag összmennyiségének. Az ionmentesített víz igen fontos a konzisztencia szempontjából, mert a koacerválási reakció ionos jellegű; (5) körülbelül 30°C és körülbelül 60°C, előnyösen körülbelül 45°C és körülbelül 55°C közötti koacerválási hőmérséklet alkalmazása; (6) a kívánt koacerválási hőmérséklet elérese után percenként körülbelül 0,l°C és körülbelül 5°C, előnyösen körülbelül 0,25°C és körülbelül 2°C közötti hűtési sebesség alkalmazása. A hűtési sebeséget úgy állítjuk be, hogy a lehető legnagyobbra növeljük azt az időtartamot, mialatt a koacervált gélfalak képződnek. Például a polifoszfát anionok olyan koacervátumokat képeznek, amelyek magasabb hőmérsékleten gélesednek, így a hűtési sebességet először alacsony értéken • ·« ·· ·» ···· • · · · · ·· · · • · ♦ · · · · • · · · · · · ··· fa··· ·· t· ·
- 9 kell tartani, majd fel kell gyorsítani. A gumiarábikum olyan koacervátumokat képez, amelyek alacsony hőmérsékleten gélesednek, így a hűtési sebességet először növelni kell, majd csökkenteni.
A zselatin vagy zselatin/polianion (előnyösen gumiarábikum) fal előnyösen térhálós. Az előnyös térhálósító anyag glutáraldehid. A megfelelő keverés mellett a megfelelő paraméterek a glutáraldehides térhálósításhoz: (1) körülbelül
0,05 g és körülbelül 2,0 g, előnyösen körülbelül 0,5 g és körülbelül 1 g közötti glutáraldehid alkalmazása 10 g zselatinra számítva; (2) a mikrokapszulás zagyot 10°C alá kell hűteni, és legalább 30 percig állni kell hagyni a glutáraldehid beadagolása előtt. Azután a zagyot hagyni kell felmelegedni a környezeti hőmérsékletre; (3) a pH-értéket 5,5 alatt kell tartani, ha a térhálósítás több, mint 4 órás (magasabb pH-értékek és/vagy hőmérsékleti értékek használhatók a reakcióidő rövidítésére); (4) a glutáraldehid felesleg eltávolítása a felesleges térhálósítás elkerülésére; a felesleget vízzel mossuk ki, amelynek mennyisége például a kapszulás zagy térfogatának körülbelül 16-szorosa. További térhálósító szerek, például karbamid/formaldehid gyanták, tanninok, például tanninsav, és ezek keverékei is alkalmazhatók a glutárladehid teljes mértékű vagy részleges helyettesítésére.
A találmány szerinti kútkezelési eljárás lényegében azonos az itt hivatkozásként feltüntetettt 3,676,373 számú amerikai egyesült álllamokbeli szabadalmi leírásban • · · ·· · • · · · · · · • · · · · · · • · · ♦··· ·· ·♦ ·
- 10 ismertetettel, amelyben a mikrokapszulákat a kútakna fenekén helyezik el, ahol azok érintkeznek a termelt folyadékokkal, amelyek vizes fázist tartalmaznak, amely alkalmas a kezelő szer bevitelére a vízbe. Például az elhelyezett anyag egy része, amely érintkezésben van a bejövő termelt folyadékokkal, köztük a csapadék felső rétegével, a vizes fázis hatása alá kerül, amely fokozatosan bontja a mikrokapszula falát, és így lehetővé teszi, hogy a kapszulákban levő kezelő szert a termelt folyadékáramok magukkal vigyék. A célból, hogy ez a folyamat ne menjen végbe túl gyorsan, és hogy megfelelő mennyiségű mikrokapszula legyen az aknafenéken, a kapszulákat a víz vagy folyadékáram sűrűségénél jóval nagyobb sűrűségűre készítik. Általában a találmány szerinti mikrokapszulák sűrűsége körülbelül 1,3 és körülbelül 2,6 g/cm3 között van. Ha a folyó áram víz, sóié vagy olaj és sóié keveréke, rendszerint előnyösen körülbelül 1,5 és körülbelül 1,8 között van a mikrokapszula anyagának sűrűsége.
A mikrokapszula fal szükséges komponensei, a vízzel nem elegyedő oldószer és a kezelő szer nem alkotnak olyan mikrokapszulákat, amelynek a kívánt viszonylag nagy faj súlya lenne, ezért a mikrokapszulák lényeges alkotórésze a nehezítő szer. Mivel a mikrokapszulák mikrométer méretűek (vagyis 30-40 mikrométer az átmérőjük), a nehezítő szernek igen finom eloszlású anyagnak kell lennie, például finoman őrölt pornak. Például a 10 mikrométernél kisebb átlagméretú porok használhatók, míg a körülbelül 1-3 mikrométer átlagos részecskeátmérőjű porok különösen megfelelnek.
•4 ·«·♦
Bár különböző finom eloszlású anyagok alkalmazhatók nehezítő szerként, előnyös fémvegyületet, például fémsót, oxidot vagy hidroxidot alkalmazni. A többvegyértékű fémvegyületek különösen jól megfelelnek nagy rendszerint alacsony vizoldhatóságuk miatt.
Például ilyen többvegyértékű fémvegyületek lehetnek a bárium-szulfát, az ólom-oxid, cink-oxid, ólom-klorid, vas-szulfid és hasonló anyagok. Ugyanakkor más fémvegyületek is alkalmazhatók. A fémvegyület sűrűsége legalább 2,5, előnyösen körülbelül 3,0 legyen. A körülbelül 4,5 és körülbelül 10,0 közötti sűrűségű fémvegyületek különösen előnyösek. Látható, hogy számos fémés polifémvegyűlet használható. Általában a vízben viszonylag rosszul oldódó fémvegyületek használhatók leghatékonyabban, mivel így kis mennyiségű lesz a vizes fázisba került veszteség. Például a 25°C-on körülbelül 1%-nál kisebb maximális vízoldhatóságú fémvegyületek megfelelnek, bár a 0,5% alatti oldhatóságúak az előnyösek. Ugyanakkor a nagyobb oldhatóságú fémvegyületek is használhatók.
A finom eloszlású, por alakú nehezítő szereket könnyen be lehet vinni a kapszulaanyagokba. Egyik megfelelő eljárás során a finom eloszlású port összekeverjük az olaj a vízben típusú emulzióval, mielőtt védőkolloid filmet képeznének a diszpergált cseppek körül. A finom eloszlású por hajlamos segéd-nedvesítő szerként működni, és igyekszik összegyűlni a diszpergált cseppek és a folytonos vizes fázis közötti felületnél. Amikor a cseppek körül létrejött a makrokolloid film, a nehezítő szer a fázisok közötti felületeknél
4« 4«4« • 4 ·· ·» • •4i ·· · « ·· • · ·* · ·4 • · · · 4 ·· «···«·« · · ·· «
- 12 bezáródik, és a kapszulákban marad. Ha a cseppeken belül a nehezítő szer további diszpergálására van szükség, ez megvalósítható a 3,666,678 számú, itt hivatkozásként feltüntetett, amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírásban megadottak szerint. Ezzel a sajátságos eljárással maximális mennyiségű nehezítő szert lehet bevinni a kapszulázott anyagba. Igaz, ha a koacerválásos kapszulázást a leírt típusú finom eloszlású fémvegyület jelenlétében végezzük, minden esetben jelentős mennyiségű vegyület kerül a kapszulába, és így növeli a kapszula tömegét.
A kapszulák tartalmazhatnak kisebb vagy nagyobb mennyiségű nehezítő szert, a kapszulák kívánt végső tömegétől függően. Például a kapszulák tartalmazhatnak körülbelül 5% és körülbelül 75% közötti mennyiségű nehezítő szert. A legtöbb célra azonban a kapszulák legalább körülbelül 10%, de legfeljebb körülbelül 50% közötti mennyiségű nehezítő szert tartalmaznak. Kisebb mennyiségű nehezítő szer rendszerint nem növeli a kívánt mértékben a tömeget, míg nagyobb mennyiségek megnehezítik a vízzel nem elegyedő oldószer és kezelő szer kívánt mennyiségének bevitelét.
A leírt eljárással körülbelül 1,3 és körülbelül 2,0 közötti fajsúlyú mikrokapszula készítmények nyerhetők. Kőolajkitermeléshez, ahol a sólék sűrűsége 1,2 és 1,3 között van, előnyös, ha a mikrokapszulák sűrűsége 1,5 fölötti érték, azaz a sűrűség 1,5 és 1,8 között van. Ha ezt az eredményt akarjuk elérni, az emulzióba feleslegben kell bevinni a nehezítő szert. A mikrokapszulázott készítménybe bevihető mennyiséget korlátozza a cseppek és felület nagysága. Következésképpen a amely nem ágyazódik be a cseppekbe, vizes oldatban, szuszpendálódni felülúszójában, és és körülbelül 1,5 diszpergált fázis jellegű, az változtatható megzavarnánk, kompatibilis.
mikrokapszula ·· * · • «··* «4 «<« • 4 ·· • «· ··4» a vizes vagy nem fog a fázis közötti szer felesleg, oldódik fel a vizes oldat onnan elválasztható. Például körülbelül 0,5 egy tömegegységére számítva (vízzel nem és kezelőszer). Ha a nehezítő szer lúgos emulzió a pH megváltoztatásával savassá anélkül, hogy a nehezítő szer működését abban az
Érthető, hogy anyag konkrét esetben, ha a kapott termék az ilyen módosítás viszont függ a felhasználásától. Rendszerint nem célszerű teljesen oldhatatlan nehezítő szert alkalmazni, például fémport, köztük vas- vagy ólomport.
Látható, hogy rendkívül sokféle olajkitermelést segítő vegyszer, konkrétan olajkútkezelő szer bevihető a találmány szerinti mikrokapszulákba.
Amire szükség van, az az, hogy a kezelő szer diszpergálható legyen a vízzel nem elegyedő oldószerben. A kezelő szer szuszpendálható vagy oldható az oldószerben, és lényegében lehet vízben oldható vagy nem oldódó. Ha a termelt folyadékáram főleg vizes közeg, a kezelő szer előnyösen vízben jól diszpergálható vagy vízben oldódó. A folyadékáram vagy más vizes közeg tartalmazhat másik fázist is, például olaj fázist, és a kezelő szer részlegesen oldódhat a másik fázisban.
A vízzel nem elegyedő hordozó oldószer előnyösen inért oldószer, amely nem támadja meg a makrokolloidot és nem bontja le azt, és a kezelő szernek stabilnak kell lennie az oldószerben. Bár számos szerves oldószer használható, az oldószernek legalább részlegesen nem-elegyedőnek kell lennie a vizes fázissal az eljárás feltételei mellett, ezáltal egy, az olaj kitermelést segítő vegyszert tartalmazó, diszpergált szerves oldószeres fázis jön létre. A legtöbb célra igen jól megfelel az olajos jellegű oldószer, például a szénhidrogén olaj. Például a kerozin szénhidrogén oldószer igen jól alkalmazható. További szénhidrogén alapú oldószerek, például a dízelolaj szintén használható. Más alifás vagy aromás oldószerek, köztük ezek keverékei alkalmazhatók bizonyos területeken, amint azt az itt hivatkozásként feltüntettt
3,574,132 számú amerikai egyesült államokbeli szabadalmi leírás ismerteti. Látható, hogy a konkrét oldószer kiválasztása nem kritikus pont, bár felel meg, ha oldószer olajban oldható, vagy ha ilyen jellegű vegyszert akarunk bevinni a folyadékáramba vagy az olajos fázist tartalmazó más vizes közegbe.
Az olaj termelési vegyszerek a következő anyagokat tartalmazzák: (1) korrózióinhibitorokat az olajkút berendezései féméinek korróziós támadása megelőzésére, ilyenek például a zsírsav-amin-sók, amido-aminok, imidazolinok, diaminsók, poláris szerves vegyületek és kvaterner ammóniumvegyületek, például kationos felületaktív anyagok; (2)
diszpergáló szereket, amelyek szolubilizálják a paraffint, például nemionos és anionos felületaktív anyagok; (3) dermedéspont módosítók a paraffinos anyag lerakódásának megakadályozására a kútcsövezésben és berendezés mozgórészeiben, rendszerint hosszú szénláncú polimerek és/vagy felületaktív anyagok; (4) emulzióbontó vegyszerek a kapott víz és kőolaj elválasztásának gyorsítására, például fenol-formaldehid-szulfonát, alkil-fenol-etoxilátok, diepoxidok, szulfonátok, műgyanta észterek és poliglikolok; és (5) savak vagy savak sói, például hangyasav és szulfaminsav a kalcium-karbonát tartalmú képződmények oldására. Bevihető (6) lerakódásgátló a lerakódás megakadályozására a fúrólyukban és a kőzetben, például foszfonátok, poliakrilátok és foszfát-észterek; (7) baktericidek, például kvaterner ammóniumvegyületek és aldehidek, például (kókusz-alkil)-trimetil-ammóniumsók és glutáraldehid; és (8) aszfalténkezelő vegyszerek, például alkil-fenol-etoxilátok és alifás poliéterek. Az összes fent említett és egyéb vegyszerek, amelyeket a fúrólyukban fel lehet használni, alkalmazhatók.
A következő lista bemutatja a kőolajkitermelésben használatos fontosabb kezelő vegyszer típusokat.
1. Lerakódásgátlók: Foszfonsav típusú anyagok, például a Monsanto cég Dequest 2000, Dequest 2006, Dequest 2041, Dequest 2010, Dequest 2016, Dequest 2054 jelű termékei; a Mayo Chemical cég Mayoquest 1320 nevű terméke; a Buchman Phos 2 és a BL-2004; a Champion cég Product 39 és Product 78 jelű termékei; és a Lonza cég • · ·· ·· · · · 9 • · · ···· ··
Unihib 305 és Unihib 1704 jelű termékei. A Dequest 2000 és 2006 termékek kémiai és fizikai tulajdonságai a következők:
DEQUESTr 2000 foszfonát (sav)
Az (A) képlet ábrázolja szerkezetét.
Molekulatömeg: 299
Kémiai elnevezés: Nitrilo-tri(metilén-foszfonsav)
Rövidítés: ATMP
A Chemical Abstracts-ban
szereplő név: Phosphonic acid, nitrilotris (methylene)tri-
Kémiai formája: vizes oldat
Típusanalízis:
Hatóanyagtartalom: 50% (savas formában)
Szín: halványsárga
Sűrűség 20/15: 1,3
Az 1% szilárd anyagot tartalmazó
oldat pH-ja 25°C-on: < 2
Vas Fe -ben: < 35 ppm
Klorid (Cl): < 1%
Viszkozitás (cP)
20°C-on: 36,5
60°C-on: 15,0
Viszkozitás (cP
20°C-on: 11,08
40°C-on: 6,10
60°C-on: 3,85
*· ·« «« ···· ·«····· ·· ·· *
DEOUESTr 2006 foszfonát (Na só)
Szerkezete a (B) képlettel ábrázolható.
Molekulatömege: 409
Kémiai elnevezés: Nitrilo-tri(metilén-foszfon-sav)-pentanátriumsó
Rövidítés: Na5 ATMP
Neve a Chemical Abstracts-ban:
Kémiai formája: vizes oldat
Típusanalízis:
Hatóanyagtartalom: 30% (sav formában)
40% (Na5 só formában)
Szín: sárga
Sűrűség 20/15: 1,4
Az 1%-os szilárd anyagot tartalmazó
oldat pH-ja 25°C-on: 10-11
Vas (Fe -ben): < 35 ppm
Klorid (Cl): < 1%
Viszkozitás (cP)
20°C-on: 204
60°C-on: 21
Viszkozitás (cP)
20°C-on: 57,51
40°C-on: 17,37
60°C-on: 7,66
• ·· ·
2. Lerakódásgátlók: Foszfátészterek, például a BASF cég Pluradyne Sí-70 nevű terméke; a Champion cég Product 81 nevű terméke; a Witco cég SI-3065 nevű terméke.
3. Poliakrilát és poliamid típusú lerakódásgátlók vagy diszpergáló szerek, például a Johnston Polymer cég J-Poly sorozatának tagjai; a National Starch cég Aquatreat 655, Aquatreat 700 és AR-978 nevű termékei; és a Baker cég Polymer 214 nevű terméke.
4. Lerakódásgátlók a lerakódás csökkentésére, poliszulfonált polikarboxilátok, például a National Starch cég Versa-TL4 nevű terméke.
5. Korrózióinhibitorok: imidazolinok és amido-aminok, például a BASF Pluradyne CI-1019 és CI-1020 nevű termékei; a Witco cég Witcamine 209 nevű terméke; és a Jetco cég WT-3276, CI-3222, CI-3224 és CI-3254 nevű termékei.
6. Kisózó szer a korróziós inhibitorhoz: dimer-trimer sav-sók, például a Unión Champ cég Century D-75 nevű terméke; a Henkel Versatryme 213 nevű terméke; és a Westvaco DTC-195 és Tenax 2010 nevű termékei.
7. Korrózió elleni és biocid hatású felületaktív anyagok: kvaterner ammóniumvegyületek, például a Jetco cég Jet Quat Fatty Tri-Methyl, Di-Fatty DiMethyl sorozata, a Di-Quat kvaterner ammónium-kloridok és a kvaterner alkil-piridin vegyületek, például a Champion cég Product 59 nevű terméke.
8. Korróziógátló-biocid hatású felületaktív anyagok:
primer, szekunder és tercier aminok, például a Jetco cég termékei, köztük a Jet Amine PC, a Jet Amine PS és PT, és a Jet Amine DMCD.
9. A szilárd szénhidrogének, például paraffinok és aszfaltének lerakódását korlátozó vegyszerek, például a paraffin diszpergáló szerek és inhibitorok, például oldószerek és paraffinkristályosodás módosítók, például a Jet Base PT-3199.
10. Kén-hidrogén- és oxigénbontó vegyületek, például a lúgok, nitritek, formaiin, és szulfitok.
11. Emulzióbontók.
12. Biocidok.
13. Agyagstabilizálók.
14. Felületaktív anyagok, például habképző szerek, ilyen a Jet Foam MF-450.
15. Savanyító szerek és közös oldószerek.
Amint korábban jeleztük, a találmány konkrét alkalmazási területe olyan kőolajkitermelési vegyszerek mikrokapszulázása és felhasználása, amelyek lerakódásgátló vagy korróziógátló tulajdonságokkal rendelkeznek, vagy biocidok, például baktericid tulajdonságúak. Konkrétabban a korrózióinhibitort tartalmazó mikrokapszulázott termék előnyösen korróziógátló tulajdonságú a fémfelületen, például vasfelületen. Ha biocid/baktericid tulajdonságra van szükség, a vegyszernek rendszerint vízoldhatónak kell lennie, és baktericid tulajdonságot kell mutatnia vizes oldatban.
A baktericid tulajdonságú nitrogénvegyületek legalább egy nitrogénatomot, és legalább egy, 12-22 szénatomos alifás láncot tartalmaznak, például ahol az alifás lánc természetes zsírokból vagy olajokból származik. Például az alifás lánc előnyösen 12-18 szénatomos, ha a legegyszerűbb állati zsírokból vagy növényi olajokból ered. Az alifás amin, például a primer aminok vagy alifás diaminok igen előnyösek, bár a vegyület nitrogénatomja lehet primer amin, szekunder amin, tercier amin, diamin és kvaterner amin formájában. A baktericidre konkrét példaként említhető a koko-amin-acetát és a koko-diamin-acetát.
A hidroxámsavak, például az oleil-hidroxámsav korróziógátlóként használható. A kőolaj kutakhoz használatos igen megfelelő korrózióinhibitor a tallo-trimetilén-diamin-dinaftenát. A korrózióinhibitorokra és/vagy baktericidekre további példaként említhetők a koko-diamin-adipát, a (trimetil-alkil-ammónium)-klorid vagy a (dimetil-dialkil-ammónium)-klorid, ahol az alkilcsoportok természetes zsírokból, például tallolajból, kókuszolajból vagy gyapotmagolajból származnak. Ciklikus nitrogénvegyületek szintén használhatók, például imidazolinvegyületek, konkrétan kvaterner imidazolinok.
Baktericidekre további példaként megemlítjük a glutáraldehidet, formaldehidet, 2-bróm-2-nitro-propán-l,3-diolt, amelyet az Inolex Chemicals cég Bronopol néven forgalmaz, és az
5-klór-2-metil-4-izotiazolin-3-on és 2-metil-4-izotiazolin-3-on keverékét, amelyet a Rohm and Haas Company Kathon CG/ICP néven forgalmaz. A baktericid tipikus koncentrációja a találmány szerinti készítményekben körülbelül 1 és körülbelül 1000 ppm között van a készítmény tömegére számítva.
A mikrokapszulába bevitt olajkitermelési vegyszer mennyisége 5 tömegszázalék és 80 tömegszázalék, előnyösen körülbelül 5 tömegszázalék és körülbelül 25 tömegszázalék közötti mennyiségig terjed a mikrokapszulák tömegére számítva.
A mikrokapszulákat rendszerint zagyban szuszpendált formában alkalmazzák, körülbelül 10% és körülbelül 80%, előnyösen körülbelül 20% és körülbelül 75%, még előnyösebben körülbelül 30% és körülbelül 50% közötti mennyiségben a mikrokapszulák képzésére használt só felülúszójában. Ez a koncentrált zagy kerül a kútba. A mikrokapszulák képzése után a különböző mikrokapszulázott olaj kitermelési vegyszerek előkeverhetők a területen való kezelés leegyszerűsítése céljából. Különösen jól használhatók a legalább két
lerakódásgátlót, korrózióinhibitorokat és/vagy biocideket
tartalmazó keverékek.
Számos előnye van a mikrokapszulázott vegyszerek
alkalmazásának. A legfontosabb előny az, hogy a kezelés
hosszabb időtartamra nyújtható, és így elkerülhető a többszöri
kezelés szükségessége. Ha két vagy több vegyszert alkalmazunk
a kút kezelésére, a vegyszerek mikrokapszulázott formáit össze lehet keverni termékveszteség vagy az idő előtti reakciók miatt várható hiba nélkül. Amint a mikrokapszulázott anyag feloldódik, a különböző anyag vagy anyagok elkezdenek reagálni, ahol hatniuk kell.
A mikrokapszulázott vegyszerek alkalmazásának további előnyei a vegyszeres kezelés hosszabb maradó hatása, a vegyszerek biztonságosabb kezelése, a kútkezeléshez szükséges • ·· · · ·· ···· ··· * · · · · · • · · · · · · • · · · · · · ····««· · · *· ·
- 22 egyszerűbb berendezés, a hatékonyabb szabályozás következtében kisebb költségráfordítás és a kisebb vegyszerfelhasználás.
Az olaj termelést segítő vegyszert tartalmazó mikrokapszulákat a fúrólyukba és/vagy a föld alatti képződménybe rendszerint kezelő folyadékban visszük be, ez lehet víz, olaj, xilol, toluol, sóié, víz az olajban emulzió vagy olaj a vízben emulzió. A sikeres kezeléshez szükséges ólajkitermelést segítő vegyszer mennyisége széles határok között változhat. Mindazonáltal 100 barrel kezelő folyadékra véve körülbelül 10 kg és körülbelül 100 kg közötti mennyiségű vegyszer elegendő a legtöbb esetben.
A leírásban szereplő összes százalék, arány és hányad tömegre értendő, hacsak nincs másképp megadva.
1. példa - Lerakódásgátló kapszula
126,7 g vízhez 23,8 g diammónium-szulfát kristályokat és
47,5 g 35-45%-os amino-polikarbonsav-só oldatot (etilén-diamin-tetraecetsav-tetranátriumsó; EDTA) adunk, és homogénre keverjük. Ez az A oldat.
48,6 g vízhez 2,34 g B 225 típusú zselatint adunk, és feloldjuk a zselatint 60°C-on. Azután 18,75 g bárium-szulfátot (vagy más nehézfém nehezítő szert, például ólom-oxidot vagy vas-oxidot) adunk hozzá. A teljes diszpergálás biztosítása cáljából keverjük, közben 10,5 g lerakódásgátló alapot (UNIHIB 1704, polihexilén-poliamino-polimetilén-foszfonsav) adunk hozzá. Ezután 1,17 g dietilén-triamint és 1,17 g sósavoldatot adagolunk be. Ehhez a keverékhez 11,56 g primer koko-amint
- 23 (JET AMINE PC) és 4,9 g 0-16 szénatomos petróleum szénhidrogént (kerozint) adunk. Az emulzió pH-ját 2,9-4,2-re állítjuk be sósavval, és ez lesz a Boldat. Az A és B oldatot öszszekeverjük, így a kívánt aktív koacervátumos mikrokapszulákhoz jutunk, amelyek leülepednek a fenékre szabadon diszpergálhatő szuszpenzió formájában.
2. példa - Korróziócrátló kapszula
99.5 g vízhez 18,7 g diammónium-szulfátot és 50,8 g amino-polikarbonsavat (VERSENE 100) adunk. Teljesen összekeverjük, és A oldatnak nevezzük. Egy másik edényben 91,4 g vizet, 3 g B 225 típusú zselatint, 18,1 g bárium-szulfátot és 16,8 g amido-amin korróziógátló koncentrátumot (JET BASE Cl 3220) homogén emulzió kialakulásáig keverünk. A pH-t 2,9-4,2-re állítjuk be 1,3 g hidrogén-kloriddal, ez lesz a B oldat. A B és A oldatokat összekeverve aktív koacervátumos mikrokapszulákat nyerünk, amelyek leülepednek a fenékre szabadon diszpergálhatő szuszpenzióként. A mikrokapszulák körülbelül 20% és körülbelül 40% közötti mennyiségét adják a keveréknek.
3. példa - Foszfát-észter lerakódásgátló kapszula
125.5 g vízhez 24,95 g diammónium-szulfát kristályt és
47,5 g 39%-os EDTA-tetranátrium oldatot adunk; homogénre keverjük. Ez az A oldat. Stabil emulziót készítünk a következő összetevők keverésével: 48,6 g víz, 2,34 g B225 típusú zselatin, 18,75 g barit, 10,55 g foszfát-észter (BASF féle PLURADYNE SI-70), 0,55 g dietilén-triamin, 0,62 g víz, 2,85 g sósav, • · *··· » · · · * · * • · · · · · · ··«··«· ·« «· <
16,6 g 70% Jet Amine PC-t és 30% kerozint tartalmazó készítmény. Ez a B oldat. Keverjük össze az A és B oldatot szabadon diszpergálható mikrokapszulák képzése céljából, ezek leülepednek a fenékre. A mikrokapszulák a keveréknek körülbelül 20% és körülbelül 50% közötti mennyiségét adják.
A fenti készítményeket az ammónium-szulfát (20%-os oldat) és a tetranátrium-EDTA (23%-os oldat) körülbelül 90:10 és körülbelül 50:50 közötti aránya mellett készítjük. A fenti mikrokapszulák elkészíthetők a következő amino-polikarbonsavakkal is: VERSENE 100, VERSENE 80, VERSENE 120 és VERSENE EDTA-tetranátrium. Az előnyös stabilizáló szer a VERSENE 100.
A mikrokapszulákat a következő lerakódásgátló hatóanyagokkal készítjük: ATMP és DETA foszfonátok.
Ha a fenti példákban szereplő mikrokapszulákat körülbelül 20000 mg/1 ppm kloridiont tartalmazó sóoldatokba helyezzük, kevéssé vagy egyáltalán nem zavarosodik az oldat, ami legalább egy hónapig tartó stabilitásra utal. Ha a fentiek szerint készítjük a mikrokapszulákat, de amino-polikarbonsav (erős kelátképző) nélkül, és ezt helyezzük ugyanolyan sólébe, azonnal zavarosodás lép fel, ami a stabilitás hiányára utal.
Elkészítjük a 2. példa szerinti zagy és a 3. példa szerinti zagy 50:50 arányú keverékét. Ugyanígy elkészítjük a
2. példa szerinti és a 3. példa szerinti mikrokapszulák 50:50 arányú keverékeit biocid mikrokapszulákkal. Elkészítjük a korrózióinhibitor, lerakódásgátló és biocid mikrokapszulák 1:1:1 keverékét is.

Claims (8)

    SZABADALMI IGÉNYPONTOK
  1. (1) az (I) általános képletű vegyület— a képletben
    R5 jelentése minden esetben hidrogénatom vagy hidroxicsoport, n jelentése körülbelül 2 és körülbelül 3 között van átlagosan;
    1. Mikrokapszulák körülbelül 5% és körülbelül 50% közötti mennyiségű olajkitermelést segítő vegyszer tartalommal, amely előnyösen lehet:
    (A) lerakódásgátló;
    (B) korróziógátló;
    (C) biocid;
    (D) a szilárd szénhidrogének jelenlétét gátló vegyszerek;
    (E) kén-hidrogént és/vagy oxigént megkötő vegyszerek;
    (F) emulzióbontó;
    (G) agyagstabilizáló;
    (H) felületaktív anyag;
    (I) savanyító szer; és (J) ezek keverékei;
    a mikrokapszulák fala zselatint tartalmaz, és a mikrokapszulákat hatékony mennyiségű erős kelátképző szerrel stabilizáljuk.
  2. (2) a (II) általános képletű vegyület — a képletben
    R jelentése -CH2CH2CH2OH; CH2CH(OH)CH3;
    -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3;
    -C(O)-CH3; -CH2-C(O)-NH2; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3;
    és ezek keverékei.
    2. Az 1. igénypont szerinti mikrokapszula, azzal jellemezve, hogy a mikrokapszulák tartalmaznak továbbá nehezítő szert, előnyösen báriumsót, körülbelül 5% és körülbelül 75%, előnyösen körülbelül 10% és körülbelül 50% közötti mennyiségben.
  3. (3) nitrilo-triecetsav;
    3. Az 1. és 2. igénypont szerinti mikrokapszula, azzal jellemezve, hogy az erős kelátképző szer körülbelül 2% és körülbelül 14%, előnyösen körübelül 3% és körülbelül 12%, még előnyösebben körülbelül 5% és körülbelül
    10% közötti ···» mennyiségben van jelen, és lehet a következő só vagy sav:
  4. 4. Az előző igénypontok bármelyike szerinti
    mikrokapszula, azzal jellemezve, hogy a fal a zselatin kicsapásával készül legalább egy sóval, a só előnyösen nátrium-szulfát, ammónium-szulfát, és ezek keverékei,
    előnyösebben egy só.
    (4) etilén-diamin és polietilén-diamin-poliecetsavak; és (5) ezek keverékei.
  5. 5. Az előző igénypontok bármelyike szerinti mikrokapszula, azzal jellemezve, hogy az olaj kitermelést segítő vegyszer vagy lerakódásgátló, vagy korrózióinhibitor, vagy biocid, vagy a szilárd szénhidrogének jelenlétét korlátozó vegyszer vagy felületaktív anyag.
  6. 6. Az előző igénypontok bármelyike szerinti « « ** ···« mikrokapszula, amely legalább két különböző mikrokapszula keveréke, melyek mindegyike különböző olajkitermelést segítő vegyszert, előnyösen legalább két olyan anyagot tartalmaz, amely lehet korrózióinhibitor, lerakódásgátló és biocid.
  7. 7. Az előző igénypontok bármelyike szerinti mikrokapszulákat tartalmazó zagyból álló készítmény, körülbelül 10% és körülbelül 80% közötti mennyiségben a mikrokapszula előállításához használt felülúszó folyadékban.
  8. 8. A kőolajkút kezelésére szolgáló eljárás, amely az előző igénypontok bármelyike szerinti mikrokapszula hatékony mennyiségét alkalmazza, nagy sóié és/vagy nehézfém koncentráció mellett, legalább egy hónapos időtartamon át.
HU9403179A 1992-05-05 1993-05-03 Microencapsulated oil field chemicals and process for their use HUT70884A (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US07/878,940 US5922652A (en) 1992-05-05 1992-05-05 Microencapsulated oil field chemicals

Publications (2)

Publication Number Publication Date
HU9403179D0 HU9403179D0 (en) 1995-02-28
HUT70884A true HUT70884A (en) 1995-11-28

Family

ID=25373127

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
HU9403179A HUT70884A (en) 1992-05-05 1993-05-03 Microencapsulated oil field chemicals and process for their use

Country Status (18)

Country Link
US (2) US5922652A (hu)
EP (1) EP0639240B1 (hu)
JP (1) JPH07506408A (hu)
KR (1) KR950701406A (hu)
AT (1) ATE149237T1 (hu)
AU (1) AU674850B2 (hu)
BR (1) BR9306321A (hu)
CA (1) CA2134980C (hu)
CZ (1) CZ270394A3 (hu)
DE (1) DE69308297D1 (hu)
FI (1) FI945196A0 (hu)
HU (1) HUT70884A (hu)
MY (1) MY108854A (hu)
NO (1) NO311736B1 (hu)
NZ (1) NZ252502A (hu)
RU (1) RU2111049C1 (hu)
SK (1) SK132294A3 (hu)
WO (1) WO1993022537A1 (hu)

Families Citing this family (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE4236145A1 (de) * 1992-10-27 1994-04-28 Semperlux Gmbh Digitales 2-Stufen-Spar-EVG
GB2284223B (en) * 1993-11-27 1996-10-09 Atomic Energy Authority Uk Oil well treatment
DE29600973U1 (de) * 1996-01-20 1996-03-21 ITW Befestigungssysteme GmbH, 58642 Iserlohn Befestigungsmittel für hochfeste Verbindung mit einem Untergrund
GB9611422D0 (en) * 1996-05-31 1996-08-07 Bp Exploration Operating Coated scale inhibitors
US6126872A (en) * 1998-01-27 2000-10-03 Baker Hughes Incorporated Microencapsulated drag reducing agents
US6207620B1 (en) * 1999-06-04 2001-03-27 Texaco Inc. Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments
US6924253B2 (en) * 2000-04-07 2005-08-02 Bentley J. Palmer Scale removal
US6444316B1 (en) 2000-05-05 2002-09-03 Halliburton Energy Services, Inc. Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods
WO2001094744A1 (en) * 2000-06-06 2001-12-13 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US7360593B2 (en) * 2000-07-27 2008-04-22 Vernon George Constien Product for coating wellbore screens
US6394185B1 (en) * 2000-07-27 2002-05-28 Vernon George Constien Product and process for coating wellbore screens
US6866797B1 (en) 2000-08-03 2005-03-15 Bj Services Company Corrosion inhibitors and methods of use
WO2002012674A1 (en) * 2000-08-07 2002-02-14 T R Oil Services Limited Method for delivering chemicals to an oil or gas well
GB0028268D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
GB0028269D0 (en) 2000-11-20 2001-01-03 Norske Stats Oljeselskap Well treatment
US6767868B2 (en) * 2001-02-22 2004-07-27 Bj Services Company Breaker system for fracturing fluids used in fracturing oil bearing formations
US6702022B2 (en) * 2001-06-20 2004-03-09 Gennady V. Kattsyn Method and device to reduce asphaltene and paraffin accumulations in wells
US6841593B2 (en) 2001-07-05 2005-01-11 Baker Hughes Incorporated Microencapsulated and macroencapsulated drag reducing agents
US6723683B2 (en) 2001-08-07 2004-04-20 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Compositions for controlled release
US6761220B2 (en) 2002-02-01 2004-07-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment of a well with an encapsulated liquid and process for encapsulating a liquid
GB0213599D0 (en) 2002-06-13 2002-07-24 Bp Exploration Operating Process
US7994103B2 (en) * 2002-08-20 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same
US7135440B2 (en) * 2002-08-20 2006-11-14 Baker Hughes Incorporated Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same
US7473467B2 (en) * 2002-09-03 2009-01-06 Firmenich Sa Preparation of microcapsules
WO2004025067A2 (en) * 2002-09-13 2004-03-25 Kkg Group Llc Reducing paraffin, asphaltene, and hydrate accumulations in wells
US20040110877A1 (en) * 2002-12-06 2004-06-10 Becker Harold L. Suspension comprising multiple surface active agents for treating oilfield fluids and gases and a method of making and using the same
US20050072570A1 (en) * 2003-10-06 2005-04-07 Lehman Lyle Vaughan Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices
US7036586B2 (en) * 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US7204312B2 (en) * 2004-01-30 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores
US7156174B2 (en) * 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US7431849B1 (en) * 2004-03-05 2008-10-07 Specialty Earth Sciences Llc Encapsulated reactant and process
US10335757B2 (en) * 2004-03-05 2019-07-02 Specialty Earth Sciences Process for making environmental reactant(s)
US7491682B2 (en) * 2004-12-15 2009-02-17 Bj Services Company Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales
EP1952881B1 (en) * 2005-11-21 2017-01-18 Matsumoto Yushi-Seiyaku Co., Ltd. Process for producing heat-expandable microspheres
US8183184B2 (en) * 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US7772160B2 (en) * 2006-09-06 2010-08-10 Baker Hughes Incorporated Method for controlled placement of additives in oil and gas production
US9120963B2 (en) * 2006-11-08 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Delayed water-swelling materials and methods of use
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US7703527B2 (en) * 2007-11-26 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation
CN100560682C (zh) * 2007-12-27 2009-11-18 大庆石油学院 一种井底沉降式防垢防蜡剂
JP5101324B2 (ja) * 2008-02-07 2012-12-19 日立建機株式会社 建設機械のＮＯｘ低減装置の配設構造
US20100184631A1 (en) * 2009-01-16 2010-07-22 Schlumberger Technology Corporation Provision of viscous compositions below ground
US8393395B2 (en) * 2009-06-03 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated chemical during fracturing
US9290689B2 (en) * 2009-06-03 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated tracers
US7833947B1 (en) 2009-06-25 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery
US8141637B2 (en) 2009-08-11 2012-03-27 Schlumberger Technology Corporation Manipulation of flow underground
US20110036582A1 (en) * 2009-08-14 2011-02-17 Ladva Hemant K Solid incorporated reversible emulsion for a fracturing fluid
GB2476057B (en) 2009-12-09 2012-05-30 Schlumberger Holdings Electro-chemical sensor
US8596354B2 (en) 2010-04-02 2013-12-03 Schlumberger Technology Corporation Detection of tracers used in hydrocarbon wells
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8459353B2 (en) 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8757264B2 (en) 2010-08-30 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Viscous wellbore fluids
CA2815664C (en) 2010-10-25 2018-04-17 Stepan Company Quaternized fatty amines, amidoamines, and their derivatives from natural oil metathesis
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US9371479B2 (en) 2011-03-16 2016-06-21 Schlumberger Technology Corporation Controlled release biocides in oilfield applications
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
MX2013014400A (es) * 2011-06-13 2014-09-25 Akzo Nobel Chemicals Int Bv Resistencia ala corrosion mejorada cuando se usan agentes quelantes en el equipo que contiene cromo.
US20130029883A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification
WO2013078369A1 (en) 2011-11-23 2013-05-30 Saudi Arabian Oil Company Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US8887805B2 (en) * 2012-10-30 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods related to mitigating aluminum and ferric precipitates in subterranean formations after acidizing operations
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
CZ304516B6 (cs) * 2012-12-28 2014-06-11 Vysoká škola chemicko-technologická v Praze Způsob protikorozní ochrany zařízení pro těžbu ropy
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
NO340820B1 (no) * 2013-09-17 2017-06-26 Jupa As Syreblokk og framgangsmåte for lokal syrebehandling av undersjøisk tilkoplingselement
WO2015175947A1 (en) 2014-05-15 2015-11-19 The George Washington University Microencapsulation of chemical additives
CA2952238C (en) 2014-06-18 2022-11-22 Schlumberger Canada Limited Compositions and methods for well cementing
US9631139B2 (en) 2014-07-17 2017-04-25 Aramco Services Company Encapsulation and controlled delivery of strong mineral acids
US10400159B2 (en) 2014-07-23 2019-09-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
WO2016075708A1 (en) 2014-11-11 2016-05-19 Council Of Scientific & Industrial Research Microcapsule composition containing watersoluble amine and a process for the preparation thereof
AU2014412849B2 (en) * 2014-12-03 2018-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Microencapsulation of treatment chemicals for use in subterranean formations
GB201507480D0 (en) * 2015-04-30 2015-06-17 Johnson Matthey Plc Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods
US10301917B2 (en) 2015-07-24 2019-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Microbubbles for treatment chemical delivery in subterranean formations
US10626321B2 (en) 2015-07-24 2020-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Microbubbles for heat and/or gas generation in subterranean formations
WO2017078699A1 (en) 2015-11-04 2017-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole payload release containers, method and system of using the same
WO2017137789A1 (en) 2016-02-11 2017-08-17 Services Petroliers Schlumberger Release of expansion agents for well cementing
WO2017174208A1 (en) 2016-04-08 2017-10-12 Schlumberger Technology Corporation Slurry comprising an encapsulated expansion agent for well cementing
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US10647045B1 (en) 2016-11-03 2020-05-12 Specialty Earth Sciences, Llc Shaped or sized encapsulated reactant and method of making
WO2019013799A1 (en) 2017-07-13 2019-01-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc SYSTEM FOR DELIVERING OLEO-SOLUBLE WELL PROCESSING AGENTS AND METHODS OF USE THEREOF
US11254850B2 (en) 2017-11-03 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US11261705B2 (en) 2018-08-13 2022-03-01 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities
RU2691409C1 (ru) * 2019-02-18 2019-06-13 Российская Федерация, от имени которой выступает ФОНД ПЕРСПЕКТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ Способ получения термостойких ароматических полиэфирэфир- и сополиэфирэфиркетонов с улучшенными физико-механическими характеристиками
US11525081B2 (en) 2019-04-29 2022-12-13 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Methods of inhibiting corrosion in acid stimulation operations
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CN115678524B (zh) * 2022-10-11 2023-10-10 中国石油天然气集团有限公司 一种油气井固井用套管防腐复合剂、胶囊及其制备方法和应用

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE24899E (en) 1953-06-30 1960-11-29 Oil-containrab
US2800457A (en) * 1953-06-30 1957-07-23 Ncr Co Oil-containing microscopic capsules and method of making them
US3118500A (en) * 1959-04-13 1964-01-21 Texaco Inc Treatment of underground formations to render them less permeable
US3159585A (en) 1961-04-12 1964-12-01 Nat Starch Chem Corp Method of encapsulating water insoluble oils and product thereof
US3533958A (en) 1966-07-22 1970-10-13 Ncr Co Process for making minute capsules
US3666678A (en) * 1968-01-12 1972-05-30 Benjamin Mosier Process of encapsulating basic nitrogen compounds with acid-precursor gelatin
US3676363A (en) * 1969-09-04 1972-07-11 Benjamin Mosier Production of weighted microcapsular materials
US3697437A (en) * 1970-05-27 1972-10-10 Ncr Co Encapsulation process by complex coacervation using inorganic polyphosphates and organic hydrophilic polymeric material
US3676373A (en) 1970-07-20 1972-07-11 Gulf Research Development Co Detergent compositions
US3965033A (en) * 1970-07-27 1976-06-22 Fuji Photo Film Co., Ltd. Process for the production of oil-containing microcapsules
US3888689A (en) 1970-10-01 1975-06-10 Fuji Photo Film Co Ltd Aqueous printing ink containing perfume-containing microcapsules
JPS5343152B2 (hu) 1973-05-28 1978-11-17
JPS5090578A (hu) 1973-12-13 1975-07-19
JPS5814253B2 (ja) * 1974-04-10 1983-03-18 カンザキセイシ カブシキガイシヤ ビシヨウカプセルノ セイゾウホウホウ
JPS5113387A (hu) 1974-07-24 1976-02-02 Fuji Photo Film Co Ltd
FR2285869A1 (fr) 1974-09-30 1976-04-23 Anvar Nouveaux acides iminodiacetiques n-substitues, leur procede de preparation et applications de ces composes en tant qu'agents chelatants ou therapeutiques
JPS5970652A (ja) 1982-10-12 1984-04-21 Unitika Ltd イミノジ酢酸誘導体
JPS60100516A (ja) * 1983-11-04 1985-06-04 Takeda Chem Ind Ltd 徐放型マイクロカプセルの製造法
US4495996A (en) * 1983-12-01 1985-01-29 Atlantic Richfield Company Method for scale removal and scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation
US5112505A (en) * 1986-05-15 1992-05-12 Petrolite Corporation Certain dithiocarbamates and method of use for reducing asphaltene precipitation in asphaltenic reservoirs
US4769172A (en) 1986-09-22 1988-09-06 The Proctor & Gamble Company Built detergent compositions containing polyalkyleneglycoliminodiacetic acid
US4704233A (en) 1986-11-10 1987-11-03 The Procter & Gamble Company Detergent compositions containing ethylenediamine-N,N'-disuccinic acid
US4915854A (en) 1986-11-14 1990-04-10 The Procter & Gamble Company Ion-pair complex conditioning agent and compositions containing same
US4923645A (en) * 1987-11-16 1990-05-08 Damon Biotech, Inc. Sustained release of encapsulated molecules
US4986354A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US5068042A (en) * 1990-07-26 1991-11-26 Mobil Oil Corporation Dissolution of sulfate scales

Also Published As

Publication number Publication date
WO1993022537A1 (en) 1993-11-11
RU2111049C1 (ru) 1998-05-20
NO311736B1 (no) 2002-01-14
JPH07506408A (ja) 1995-07-13
EP0639240B1 (en) 1997-02-26
NO944206D0 (no) 1994-11-04
BR9306321A (pt) 1996-03-26
NZ252502A (en) 1997-01-29
HU9403179D0 (en) 1995-02-28
CZ270394A3 (en) 1995-06-14
EP0639240A1 (en) 1995-02-22
NO944206L (no) 1994-11-04
FI945196A (fi) 1994-11-04
ATE149237T1 (de) 1997-03-15
AU4227493A (en) 1993-11-29
US5922652A (en) 1999-07-13
FI945196A0 (fi) 1994-11-04
MY108854A (en) 1996-11-30
SK132294A3 (en) 1995-07-11
CA2134980C (en) 1999-08-03
AU674850B2 (en) 1997-01-16
US6326335B1 (en) 2001-12-04
KR950701406A (ko) 1995-03-23
CA2134980A1 (en) 1993-11-11
DE69308297D1 (de) 1997-04-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
HUT70884A (en) Microencapsulated oil field chemicals and process for their use
CA1063928A (en) Process for plugging permeable earth formations with wax
CA2800309C (en) Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces
US3676363A (en) Production of weighted microcapsular materials
EP1268976B1 (en) Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US8372786B2 (en) Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US6924253B2 (en) Scale removal
CN106458783B (zh) 微胶囊化的硝化抑制剂组合物
EP2371923A1 (en) Scale inhibitor
US7135440B2 (en) Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same
KR20210100192A (ko) 저 잔류 유리 포름알데하이드 마이크로캡슐의 제조 방법 및 이를 이용하여 제조된 마이크로캡슐
WO2013101887A2 (en) Microcapsules
AU2017219172A1 (en) Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces
US20240101889A1 (en) Halloysite nanotubes for slow release asphaltene control chemical squeeze treatments
CA2909316A1 (en) Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces
BR112016003479B1 (pt) Método para a preparação de concentrados de ingredientes ativos solúveis em água e pô ou grânulos

Legal Events

Date Code Title Description
DFA9 Temporary protection cancelled due to abandonment