NO179532B - Fremgangsmåte for inhibering av avleiringer og avleiringshindrende blanding - Google Patents
Fremgangsmåte for inhibering av avleiringer og avleiringshindrende blanding Download PDFInfo
- Publication number
- NO179532B NO179532B NO912091A NO912091A NO179532B NO 179532 B NO179532 B NO 179532B NO 912091 A NO912091 A NO 912091A NO 912091 A NO912091 A NO 912091A NO 179532 B NO179532 B NO 179532B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- inhibitor
- solution
- heat
- phosphonate
- polyvalent metal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 17
- 230000003373 anti-fouling effect Effects 0.000 title claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 55
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 23
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N urea group Chemical group NC(=O)N XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 12
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 9
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 9
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 claims description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 7
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- -1 copper (+2) ions Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical compound [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 3
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- CMWCOKOTCLFJOP-UHFFFAOYSA-N titanium(3+) Chemical compound [Ti+3] CMWCOKOTCLFJOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N zirconium(4+) ion Chemical compound [Zr+4] GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GWASTCVCPXFIQT-UHFFFAOYSA-N NC1OP(=O)O1 Chemical compound NC1OP(=O)O1 GWASTCVCPXFIQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 6
- 229960005069 calcium Drugs 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TUMNHQRORINJKE-UHFFFAOYSA-N 1,1-diethylurea Chemical compound CCN(CC)C(N)=O TUMNHQRORINJKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- OWYWGLHRNBIFJP-UHFFFAOYSA-N Ipazine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(Cl)=NC(NC(C)C)=N1 OWYWGLHRNBIFJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N N-methyl urea Chemical compound CNC(N)=O XGEGHDBEHXKFPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001540 azides Chemical class 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N cyanic acid Chemical compound OC#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 description 2
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229940091250 magnesium supplement Drugs 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- COSWCAGTKRUTQV-UHFFFAOYSA-N 1,1,3-trimethylurea Chemical compound CNC(=O)N(C)C COSWCAGTKRUTQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YBBLOADPFWKNGS-UHFFFAOYSA-N 1,1-dimethylurea Chemical compound CN(C)C(N)=O YBBLOADPFWKNGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940057054 1,3-dimethylurea Drugs 0.000 description 1
- LUBJCRLGQSPQNN-UHFFFAOYSA-N 1-Phenylurea Chemical compound NC(=O)NC1=CC=CC=C1 LUBJCRLGQSPQNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BSRGHKIDHIAMAS-UHFFFAOYSA-N 1-ethyl-1-phenylurea Chemical compound CCN(C(N)=O)C1=CC=CC=C1 BSRGHKIDHIAMAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SQBHGDSDVWCPHN-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-3-phenylurea Chemical compound CNC(=O)NC1=CC=CC=C1 SQBHGDSDVWCPHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYECOJGRJDOGPP-UHFFFAOYSA-N Ethylurea Chemical compound CCNC(N)=O RYECOJGRJDOGPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N N,N'-dimethylurea Chemical compound CNC(=O)NC MGJKQDOBUOMPEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- PVWKSJACJREFDP-UHFFFAOYSA-N butanedioyl diazide Chemical compound [N-]=[N+]=NC(=O)CCC(=O)N=[N+]=[N-] PVWKSJACJREFDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229960002713 calcium chloride Drugs 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- LLSDKQJKOVVTOJ-UHFFFAOYSA-L calcium chloride dihydrate Chemical compound O.O.[Cl-].[Cl-].[Ca+2] LLSDKQJKOVVTOJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229940052299 calcium chloride dihydrate Drugs 0.000 description 1
- 239000001175 calcium sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N citraconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C\C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 229940018557 citraconic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N diphosphonate Chemical compound O=P(=O)OP(=O)=O YWEUIGNSBFLMFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-L ethenyl-dioxido-oxo-$l^{5}-phosphane Chemical compound [O-]P([O-])(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- HYYHQASRTSDPOD-UHFFFAOYSA-N hydroxylamine;phosphoric acid Chemical class ON.OP(O)(O)=O HYYHQASRTSDPOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940050906 magnesium chloride hexahydrate Drugs 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 229940098895 maleic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- GWVCIJWBGGVDJJ-UHFFFAOYSA-N n-(4-aminophenyl)sulfonyl-n-(3-methoxypyrazin-2-yl)acetamide Chemical compound COC1=NC=CN=C1N(C(C)=O)S(=O)(=O)C1=CC=C(N)C=C1 GWVCIJWBGGVDJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N phosphorus pentoxide Inorganic materials O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000137 polyphosphoric acid Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- CSCRHLFCGHLTNY-UHFFFAOYSA-N propanedioyl diazide Chemical compound [N-]=[N+]=NC(=O)CC(=O)N=[N+]=[N-] CSCRHLFCGHLTNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZBGMIPHSJPRFNN-UHFFFAOYSA-N propanoyl azide Chemical compound CCC(=O)N=[N+]=[N-] ZBGMIPHSJPRFNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Anti-Oxidant Or Stabilizer Compositions (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Det beskrives en fremgangsmåte for inhibering av avleiringer på overflatene av en brann som samtidig produserer olje og avleiringsdannende saltløsninger omfattende å injisere i brønnreservoaret en sur (vandig) løsning ved en første pH-verdi hvori det er oppløst en avleiringsinhibitor, flerverdige metallioner og en varmefølsom, pE-økende substans som spaltes ved forhøyede temperaturer under frigjøring av en alkalisk forbindelse slik at løsningen selv oppvarmes ved hjelp av den høyere, omgivende reservoartemperaturen til en temperatur ved hvilken den alkaliske forbindelsen frigjøres fra den varmefølsomme substansen for således å heve løsningens pH til et punkt ved hvilket et lite løselig, flerverdig metallsalt av avleiringsinhibitoren fasesepareres fra løsningen på de porøse overflatene av reservoarformasJonen, for å tilveiebringe en langsom frigjøring av inhibitor i de produserte saltløsningene når brønnen er i sin produksjonsfase.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for inhibering av avleiringer spesielt fra saltløsninger i oljebrønner. Oppfinnelsen angår også en avleiringshindrende blanding.
Ved produksjon av råolje fra underjordiske brønner, dannes det ofte mineralavleiringer som for eksempel bariumsulfat, strontiumsulfat, kalsiumsulfat og kalsiumkarbonat i bore-hullet og utstyrsoverflate hvor olje og vannholdige, oppløste salter produseres samtidig. Dannelsen av avleiring kan senke oljeproduksjonshastigheten og i ekstreme tilfeller stanse produksjonen fullstendig. Et hjelpemiddel som ofte anvendes er å injisere eller "klemme" en løsning av en avleiringsinhibitor som for eksempel et polyfosfonat eller en polyakrylsyre i reservoarformasjonen og tillate den absorberte inhibitor å desorbere under fluidproduksjonen. I praksis finnes det imidlertid ofte at desorbsjonsprosessen er ganske rask så snart produksjon er gjennopptatt hvilket nødvendig-gjør stadig produksjonsstans for tilleggsbehandlinger. Dette har den effekt at brønnens produktivitet reduseres vesentlig.
Forskjellige forbedringer i absorbsjonen og desorbsjonen av avleiringsinhibitorer er foreslått.
US patent 3.827.977 beskriver in-situ-avleiringen i den porøse bergformasjonen nær et borehull av et flerverdig metallsalt av en polyakrylsyre- eller delvis hydrolysert polyakrylamidinhibitor ved innføring i den porøse formasjonen av en sterkt sur, vandig løsning av et salt av inhibitoren og det flerverdige metallet. Syren nøytraliseres delvis av reservoarvæsken hvilket forårsaker at det flerverdige saltet av inhibitoren fasesepareres på de porøse overflatene.
US patent 4.357.248 beskriver inhiberingen av avleirings-dannelse i en produksjonsbrønn ved å injisere en selv-reagerende, alkalisk, vandig løsning av en pH-senkende reaktant, en avleiringsinhibitor og en forbindelse inneholdene flerverdige kationer, hvilken løsning deretter utfeller en svakt løselig avleiringsinhibitor inne i reservoaret.
US patent 4.602.683 beskriver inhiberingen av avsetning av avleiringer under operasjonen av en oljebrønn ved å injisere en inhibitorløsning i en saltproduserende formasjon under overflaten ved en høyere, første pH-verdi, og deretter å utsette løsningen for et fluid eller en substans som reduserer den høyere, første pH-verdien til en lavere, andre pH-verdi som forårsaker utfelling av avleiringen i formasjonen.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for inhibering av avleiring på overflatene av en brønn som samtidig produserer olje og avleiringsdannende saltløsninger, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at det i brønnreservoaret injiseres en sur (vandig) løsning ved en første pB-verdi hvori er oppløst en avleiringsinhibitor, flerverdige metallioner og en varmefølsom, pH-økende substans som dekomponerer ved forhøyede temperaturer under frigjøring av en alkalisk forbindelse slik at løsningen selv oppvarmes av den høyere, omgivende reservoartemperaturen til en temperatur ved hvilken den alkaliske forbindelsen frigjøres fra den varmefølsomme substansen og således hever løsningens pH-verdi til et punkt ved hvilket et tungt løselig, flerverdig metallsalt av avleiringsinhibitoren fasesepareres fra løsningen på reservoarformasjonens porøse overflater, og derved gir en langsom frigjøring av inhibitor i de produserte saltløsningene når brønnen er i sin produksjonsfase.
Videre er det ifølge oppfinnelsen tilveiebragt en avleiringshindrende blanding, som er kjennetegnet ved at den omfatter en sur, vandig løsning hvori er oppløst en avleiringsinhibitor, flerverdige metallioner og en varmefølsom, pH-økende substans som dekomponerer ved forhøyede temperaturer under frigjøring av en alkalisk forbindelse.
Til forskjell fra det som er tilfelle med noen av metodene ifølge teknikkens stand som er beskrevet i det ovenstående, sørger foreliggende fremgangsmåte for en effektiv plassering av en tungt løselig avleiringsinhibitor i brønnreservoaret som langsomt kan frigjøre inhibitor i de produserte saltløs-ningene, uten behov for effektiv blanding med slike saltløs-ninger, hvilket er vanskelig å tilfredsstille i noen sandstensformasjoner, eller behovet for å bruke mer enn en løsning for injeksjon av inhibitoren. Fremgangsmåten øker retensjonen av avleiringsinhibitor meget, mens ødeleggelse av reservoarformasjonen som kunne være forårsaket av for stor utfelling av flerverdig metallsalt av inhibitor på de porøse reservoaroverflåtene holdes på et minimum.
De avleiringsinhibitorene som kommer i betrakning ifølge oppfinnelsen inneholder en rekke reaktive grupper, for eksempel karboksylat og/eller fosfonat, som kan reagere med de flerverdige metallionene i de produserte saltløsningene for å hindre eller minske avsetningen av avleiring på reservoar, borehull og utstyrsoverflater. Inhibitoren kan for eksempel være et polykarboksylat, for eksempel et polymert polykarboksylat som for eksempel en homopolymer eller kopolymer (bestående av to eller flere komonomerer) av en alfa, beta-etylenisk umettet syremonomer som for eksempel akrylsyre, metakrylsyre, en disyre som for eksempel malein-syre (eller maleinsyreanhydrid) itakonsyre, fumarsyre, mesokonsyre, sitrakonsyre og lignende, monoestere av disyrer med alkanoler, for eksempel med 1-8 karbonatomer, og blandinger derav. Når inhibitoren er en kopolymer, kan den andre monomerbestanddelen væren en hvilken som helst alfa, beta-etylenisk umettet monomer med enten en ikke-polar gruppe som for eksempel styren eller olefiniske monomerer, eller en polar, funksjonell gruppe som for eksempel vinylacetat, vinylklorid, vinylalkohol, alkylakrylater, vinylpyridin, vinylpyrrolidon, akrylamid eller akrylamidderivater, og så videre eller med en ionisk, funksjonell gruppe som for eksempel styrensulfonsyre, 2-akrylamido-2-metylpropansulfon-syre (AMPS), vinylsulfonsyre eller vinylfosfonsyre. Visse av de forannevnte kopolymerer kan fremstilles ved etterbe-handling av en homopolymer eller en ulik kopolymer, for eksempel kopolymerer av akrylsyre og akrylamid ved delvis hydrolysering av et polyakrylamid. De påtenkte, polymere polykarboksylatinhibitorene omfatter også de forannevnte homopolymerer og kopolymerer som er kjemisk modifisert til å inkludere andre funksjonelle grupper som medvirker til deres ytelse, for eksempel de fosfinopolyakrylsyrene som er beskrevet i US patent 4.105.551 og som selges under varemerket "Belsperse 161" eller "Belasol S-29" av Ciba Geigy. Molekylvektområdet for den polymere polykarboksylat-inhibitoren som anvendes i foreliggende oppfinnelse kan for eksempel være fra 500 til 10000.
Egnede som avleiringsinhibitorer som anvendes i foreliggende oppfinnelse er også de monomere og polymere fosfonatene, for eksempel aminometylenfosfonater som for eksempel aminotri-(metylenfosfonsyre), etylendiamintetra(metylenfosfonsyre), heksametylendiamintetra(metylenfosfonsyre) og dietylentri-aminpenta(metylenfosfonsyre), 1-hydroksyetyliden-l,1-difosfonsyre og homopolymerer og kopolymerer av vinylfos-fonat.
En annen klasse inhibitorer som kan anvends ved utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er organiske fosfatestere som for eksempel fosfatestere av polyoler og deres salter inneholdene en eller flere 2-hydroksyetylgrupper, og hydroksylaminfosfatestere oppnådd ved omsetning av polyfos-forsyre eller fosforpentoksid med hydroksylaminer som for eksempel dietanolamin eller trietanolamin. Noen eksempler på denne klasse av inhibitorer er beskrevet i Jack C. Cowan og Donald J. Weintritt, Water-Formed Scale Deposits, (Houston: Gulf Publishing Co., 1976), 284 og 285.
Inhibitoren kan foreligge i den injiserte løsningen i en mengde på for eksempel i området fra 0,25 til 15 vekt-#, fortrinnsvis 0,5 til 5 vekt-#, basert på totalvekten av løsningen.
De flerverdige metallionene er de som er istand til å danne tungt løselige salter av avleiringsinhibitoren ved en pH-verdi som er høyere enn pH-verdien i den opprinnelig injiserte løsningen. Noen flerverdige metallioner som kan anvendes er for eksempel jordalkalimetallioner, spesielt kalsium og magnesium, alluminium (+3), krom (+3), jern (+3), titan (+3), zirkonium (+4), sink (+2) og kobber (+2). De foretrukne, flerverdige metallionene er kalsium og magnesium. Ionene anvendes i form av et vannløselig salt, fortrinnsvis inneholdene et anion som ikke medvirker til avleirings-dannelse, for eksempel klorid eller nitrat. Mengden av oppløste, flerverdige metallioner som anvendes i løsningen er for eksempel i området fra 0,05 til 5,0, fortrinnsvis 0,20 til 2,50, ekvivalenter pr ekvivalent inhibitor.
Den varmefølsomme pH-økende forbindelsen kan for eksempel være urea eller et ureaderivat, med formelen:
R<1>R<2>NC0NR<3>R<4> hvor R'ene er
like eller forskjellige og for eksempel kan være hydrogen, en alkylgruppe inneholdene 1 til 8 karbonatomer eller en aromatisk gruppe, for eksempel fenyl eller tolyl. Forbindelser som kan anvendes er for eksempel urea, 1-metylurea, 1,1-dimetylurea, 1,3-dimetylurea, 1,1,3-trimetylurea, 1-etylurea, 1,1-dietylurea, 1,1-dietylurea, 1-fenylurea, 1-metyl-3-fenylurea og 1-etyl-l-fenylurea.
Når urea eller et hvilket som helst av de påtenkte urea-derivatene oppvarmes til en forhøyet temperatur, for eksempel minst 40°C, slik de forekommer i reservoarene i produserende brønner, frigjøres ammoniakk og/eller amin overensstemmende med følgende ligning.
Den frigjorte ammoniakken eller det frigjorte aminet er en basisk substans som virker til å øke pH i den injiserte løsningen til et nivå ved hvilket et tungt løselig, flerverdig metallsalt av inhibitoren fasesepareres og langsomt frigjør inhibitor i reservoaret under produksjonen og således minsker avsetning av avleiringer. Det frigjorte COg kan oppløses eller oppløses ikke i saltløsningen avhengig av reservoarbetingelsene. I ethvert tilfelle frigjøres amin og COg i et molforhol på 2 til 1.
En annen gruppe av varmefø1somme, pH-økende forbindelser som kan anvendes, er organiske azider inneholdene gruppen -N=N=N. For eksempel har acylazider med formelen RCON=N=N, ved oppvarming til over 80° C, en tendens til å omleires til isocyanatet R-N=C=0 med frigjøring av nitrogen (Ng). Isocyanatet reagerer så med vann for å gi aminet og COg overensstemmende med følgende ligning:
Siden et mol COg frigjøres med hvert mol amin, er acylazidet anvendbare i det spesielle tilfellet når det produserte vannet er fullstendig mettet med nativt COg ved reservoarbetingelsene, og det COg som frigjøres ved reaksjonen går over i oljefasen. Under disse betingelsene har aminet den effekt at det øker pH i den inhibitorløsning som tilveie-bringer faseseparasjon og etterfølgende langsom frigjøring av det flerverdige metallsaltet av inhibitoren, som beskrevet foran i forbindelse med bruk av urea eller et ureaderivat som den varmefølsomme substansen.
Azider som kan anvendes er for eksempel acetylazid, propio-nylazid, malonylazid, succinylazid, phtaloylazid og andre acyldiazider.
Andre varmefø1somme, basefrigjørende materialer som kan anvendes er for eksempel cyansyre, og aminer som på forhånd er sorbert " i aktivert karbon eller en lignende sorbsjons-matriks.
Den varmefølsomme, pH-økende substansen foreligger i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere pH i reservoaret tilstrekkelig til å oppnå faseseparasjonen på de porøse overflatene av reservoaret av alt av eller en signifikant del av inhibitoren som dens tungt løselige, flerverdige metallsalt, slik at en adekvat mengde inhibitor mates inn i brønnformasjonen under produksjonsfasen av brønnen for signifikant å inhibere avsetning av avleiring. I mange tilfeller vil den varmefø1somme, pH-økende substansen anvendes i den opprinnelige inhibitorløsningen som skal injiseres i en mengde fra 0,01 til 5 vekt-#, fortrinnsvis fra 0,2 til 2 vekt-56, basert på vekten av løsningen, og tilstrekkelig tungt løselig, flerverdig salt av inhibitor avsettes på overflatene av brønnformasjonen til å vedlike-holde konsentrasjonen av inhibitor i den produserte salt-løsningen i området fra 0,05 til 50 ppm, fortrinnsvis fra 0,5 til 10 ppm.
For å hindre faseseparasjon eller utfelling av det flerverdige saltet av inhibitoren i den løsning som skal injiseres, må denne løsningen som konstantert ha en opprinnelig pH-verdi i det sure området, for eksempel fra 0,1 til 6,0, fortrinnsvis fra 2,5 til 4,5. En slik surhet kan oppnås minst delvis ved bruk av en sur inhibitor. Dersom inhibitoren imidlertid ikke er tilstrekkelig for formålet, kan ytterligere surhet i den opprinnelige løsningen oppnås ved tilsetning av en sterk syre, for eksempel saltsyre eller salpetersyre, eller en kombinasjon av sterke og svake syrer. Svovelsyre anvendes generelt ikke for dette formål, siden sulfationer kan medvirke signifikant til avsetning av avleiring.
I det vesentlige en hvilken som helst kilde for vann kan anvendes som vandig løsningsmiddel ved fremstillingen av den opprinnelige inhibitorløsningen som skal injiseres, for eksempel sjøvann eller overflateferskvann eller ferskvann fra brønner. Naturen av det opprinnelige vandige løsningsmidlet som anvendes kan imidlertid påvirke mengden og muligens naturen av de bestanddeler som tilsettes til inhibitor-løsningen for å oppnå de optimale egenskapene for løsningen ved utførelsen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Inhibitorløsningen injiseres eller presses inn i reservoarformasjonen ved bruk av teknikker som er vel kjente innen teknikkens stand. Generelt vil det oppnås fordeler med prosessen dersom temperaturen inne i reservoarformasjonen for eksempel er i området fra 40 til 200, fortrinnsvis fra 50 til 150°C.
Oppfinnelsen skal ytterligere illustreres ved hjelp av følgende eksempler. I eksempler 1 til 3 var avleiringsinhibitoren en fosfino-polyakrylsyre (PPA), fremstilt som vist i US patent 4.105.551 og solgt av Ciba Geigy under varemerket "Belsperse 161" og med en gjennomsnittlig molekylvekt på 3000-4000, en spesifikk vekt på 1,26, en pH-verdi av rent preparat på mindre enn 3,5, en pH-verdi i 1 % vandig løsning på 2 til 3 og et fosforinnhold (som P) på 0,86 %. De flerverdige metallionene var kalsium tilsatt som kalsiumklorid og den varmefølsomme, pH-økende substansen var urea. I alle eksemplene hadde det sjøvann som ble anvendt som det vandige løsningsmiddelmedium, følgende sammesetning:
EKSEMPEL 1
Dette eksempel illustrerer virkningen av pH når det gjelder å forårsake faseseparasjon ved 100" C av en løsning av PPA og kalsiumioner.
En løsning ble fremstilt fra 3,52 vekt-# PPA og 0,33 vekt-& kalsiumioner i sjøvann. pE for fem prøver av denne løsningen ble justert til fem forskjellige nivåer og hver prøve ble holdt ved 100°C i 22 timer i løpet av hvilken tid prøvene ble observert med hensyn på uklarhetsdannelse og faseseparasjon. Resultatene fremgår av tabell 2. Ingen forandring fra den opprinnelige pH-verdien for noen av prøvene forekom som resultat av varmebehandlingen.
Som angitt i tabell 2 forekom ingen faseseprarsjon ved pE-verdier opp til 3,75 i løpet av en periode på 22 timer. Nesten umiddelbar uklarhetsdannelse (etter 1 minutt) og endelig faseseparasjon av et klart og lite bunnsjikt ble imidlertid observert ved pE-verdier på 4,00 og 4,50, idet verdiene ved 4,50 var litt større enn ved 4,00. Resultatene indikerer således at begynnelsen av faseseparasjonen (begynnende uklarhetsdannelse) tydelig er en funksjon av pE ved 100°C.
EKSEMPEL 2
Dette eksempel illustrerer effekten av en varmefølsom, pH-økende substans som for eksempel urea, når det gjelder å oppnå fordelene med foreliggende oppfinnelse.
Urea i en mengde på 0,80 vekt-# basert på vekten av løs-ningen, ble tilsatt til løsningen fra eksempel 1, og fire prøver av den modifiserte løsningen ble justert til forskjellige pE-verdier fra 3,67 til 2,75. Disse prøver pluss en prøve for sammenligningsformål, til hvilken det ikke var tilsatt urea og som var justert til en pE-verdi på 5,00, ble holdt ved 100°C i 24 timer. Effekten av urea når det gjelder pH-økning og faseseparasjon av inhibitoren, angitt ved tiden for startuklarhet og prosent av faseseparert inhibitor, fremgår av tabell 3, hvor verdiene for start-pE ble målt ved 25° C før varmebehandling, og verdiene for slutt-pE ble målt ved 25°C etter varmebehandlingen.
Tabell 3 viser at i motsetning til prøve 2A som ikke inneholder urea og i hvilken faseseparasjon inntrådte nesten umiddelbart ved en pE-verdi på 5,0, oppgis det prøver 2B til 2E tider for begynnende uklarhet på 1,2 til 5,2 timer ved start-pH-verdier på mellom 3,67 og 2,75, hvilket indikerer en meget bedre kontroll med start tid for faseseparering.
Denne kontrollen var dessuten fulgt av en stigning i pH til verdier mellom 5,42 og 4,55 forårsaket av spaltingen av urea som i sin tur forårsaket faseseparasjon av betydelige mengder av inhibitoren fra startløsningen, det vil si fra 35 til 41 %, for etterfølgende langsom avgivelse til reservoaret under produksjonsfasen.
EKSEMPEL 3
Dette eksempel illustrerer effekten av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen på avsetning av inhibitor i den porøse strukturen til berea sandstenskjerner, hvilket stimulerer strukturen av visse reservoarformasjoner, og den etter-følgende, langsomme frigjøringen eller desorbsjonen av inhibitor fra slike kjerner.
Kjerneflømmingsundersøkelser ble utført for tre av de inhibitorløsninger som er vist i eksempel 2, nemlig prøver 2Å, 2B og 2D, og en ytterligere kontrolløsning inneholdene 3,52 PPA i sjøvann uten tilsetning av kalsium eller urea. Berea sandstenskjerner med permeabilitet for nitrogen på 200 millidarcie og dimensjoner på 2,5 cm diameter og en lengde på 7,6 cm, ble forhåndsmettet med en saltløsning 1 (som simulerer en brønnprodusert saltløsning) ved 95°C i en Hassler strømningscelle. En 0,4 porevolum skvett av inhibi-torløsning i sjøvann injiseres ved 20 ml/time, fulgt av 3,0 ml etterskylling med sjøvann. Kjernen ble lukket inn over natten for å tillate likevektsretensjon av inhibitoren før tilbakestrømning med saltløsning 1 inntil det ikke ble målt noen tilbakeføring av inhibitor eller inntil det inntrådte signifikant tettning.
Sammensetningen av saltløsning 1 fremgår av tabell 4.
Kjerneflømming med løsning prøve 2A inneholdene 0,33 vekt-# tilsatte kalsiumioner og ikke tilsatt urea, og med en start-pH på 5,0, tettnet etter innelukking over natten. Mange forsøk på tilbakestrømning med saltløsning 1 sviktet og kjerneflømmingen ble avsluttet. Tettning inntrådte sann-synligvis tidlig i innlukingsperioden slik det indikeres ved det faktum at løsningen bare krevde 1 minutt ved 100°C for å danne uklarhet (se eksempel 2), på grunn av uløseligheten av kalsiumsaltet av PPA ved den relativt høye pH-verdien på 5,0.
Forsøk med de gjenværende prøvene resulterte ikke i til-tettning under innlukningsperioden over natten. Resultatene av alle forsøkene fremgår av tabell 5, hvor "PV ved null inhbitor" indikerer antallet porevolumer av saltløsning 1 som går gjennom kjernen før det ble fastslått at ingen frigjøring av inhibitor forekom.
Resultatene viser at inhibitorløsningér inneholdene både flerverdige ioner som for eksempel kalsium og en varmefølsom, pH-økende substans som for eksempel urea, muliggjør en meget høyere retensjon av inhibitor i en porøs struktur og en etterfølgende frigjøring av inhibitor under passasje av et meget større volum av produserte saltløsninger, enn bruken av en inhibitorløsning som ikke inneholder disse additivene. Dessuten forårsaker de løsninger som inneholder begge additiver ikke den raske tiltettingen som oppstår ved bruken av en ekvivalent løsning inneholdene de flerverdige ionene men ingen varmefølsom, pH-økende substans.
EKSEMPEL 4
Dette eksempel illustrerer effekten av en varmefølsom, pH-økende substans som for eksempel urea på den forsinkede faseseparasjonen av et lite løselig kalsiumsalt av et fosfonat som avleiringsinhibitor ved 100°C.
Det ble fremstilt en løsning av 3,52 vekt-# dietylentriamin-penta(metylenfosfonsyre) (DETPMP tilgjengelig fra Monsanto som en 50 vekt-# løsning under varemerket "Dequest 2060") og 0,41 vekt-# kalisiumioner tilsatt som kalsiumkloriddihydrat i sjøvann. pE for de tre prøvene av denne løsningen ble justert til tre forskjellige nivåer og hver prøve ble holdt i 22 timer ved 100°C i løpet av hvilken tid prøvene ble observert på uklarhetsdannelse og faseseparasjon. Resultatene for disse prøvene som er betegnet som 4A, 4B og 4C, fremgår av tabell 6. Ingen forandring fra start-pH-verdien for noen av prøvene inntrådte som et resultat av varmebehandlingen.
Som angitt i tabell 6 forekom det ingen faseseparasjon ved pH 2,16 til 2,57 i løpet av en periode på 24 timer. Umiddelbar uklarhetsdannelse og faseseparasjon av en moderat mengde av et kompakt bunnsjikt ble imidlertid observert ved pH 3,18.
Urea i mengder på 1,2 og 0,5 vekt-# basert på vekten av løsningen ble tilsatt til to løsninger med start-pH-verdier på henholdsvis 2,79 og 2,59. Ved å følge samme fremgangsmåte som foran oppnås de resultater for disse prøver som er betegnet som 4D og 4E som er vist i tabell 6. Resultatene viser at den begynnende uklarhetsdannelsen kan forsinkes til henholdsvis 5 og 15 minutter. Ved ytterligere reduksjon av start-pH og ureakonsentrasjon er det ventet at faseseparasjon kan forsinkes enda mer.
EKSEMPEL 5
Dette eksempel illustrerer at urea kan anvendes for å tilveiebringe en tidsforsinket faseseparasjon av et dårlig løselig magnesiumsalt av fosfino-poyakrylsyre (PPA) ved 100°C.
En løsning ble fremstilt av 3,52 vekt-$ PPA og 1,0 vekt-# av magnesiumioner tilsatt som magnesiumkloridheksahydrat og sjøvann ved en pH-verdi på 3,06. Løsningen ble holdt i 18 timer ved 100°C og observert når det gjelder uklarhetsdannelse og faseseparasjon. Ingen faseseparasjon og ingen forandring fra start-pH-verdien inntrådte som et resultat av varmebehandlingen.
Urea i en mengde på 0,83 vekt-# basert på vekten av løsningen ble tilsatt til en ny prøve av den ovenstående løsningen. Når prøven ble holdt i et bad på 100°C inntrådte faseseparasjon en gang mellom 3,25 timer til 18,25 timer. Analyse av den separerte, klare fasen indikerer at den inneholdt 24 % av den opprinnelig tilsatte PPA.
Claims (21)
1.
Fremgangsmåte for inhibering av avleiring på overflatene av en brønn som samtidig produserer olje og avleiringsdannende saltløsninger, karakterisert ved at det i brønnreservoaret injiseres en sur (vandig) løsning ved en første pH-verdi hvori er oppløst en avleiringsinhibitor, flerverdige metallioner og en varmefølsom, pH-økende substans som dekomponerer ved forhøyede temperaturer under frigjøring av en alkalisk forbindelse slik at løsningen selv oppvarmes av den høyere, omgivende reservoartemperaturen til en temperatur ved hvilken den alkaliske forbindelsen frigjøres fra den varmefølsomme substansen og således hever løsningens pH-verdi til et punkt ved hvilket et tungt løselig, flerverdig metallsalt av avleiringsinhibitoren fasesepareres fra løsningen på reservoarformasjonens porøse overflater, og derved gir en langsom frigjøring av inhibitor i de produserte saltløsningene når brønnen er i sin produksjonsfase.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at inhibitoren er et polymert polykarboksylat eller et fosfonat.
3.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at polykarboksylatet er en polyakrylsyre.
4.
Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at polyakrylsyren er en fosfino-polyakrylsyre.
5.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at fosfonatet er et aminometylenfosfonat.
6.
Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at fosfonatet er et polymert fosfonat.
7.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at de flerverdige metallionene er jordalkali-, aluminium (+3)-, krom (+3)-, jern (+3)-, titan (+3)-, zirkonium (+4)-, sink (+2)- eller kobber (+2)-ioner.
8.
Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at de flerverdige metallionene er kalsium- eller magnesium-ioner.
9.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den varme-følsomme substansen er urea eller et urea derivat med formelen
R<1>R<2>C0NR<3>R<4 >
hvor R'ene er like eller forskjellige og hver er hydrogen, en alkylgruppe inneholdene 1 til 8 karbonatomer eller en aromatisk gruppe.
10.
Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den varme-følsomme substansen er urea.
11.
Avleiringshindrende blanding, karakterisert ved at den omfatter en sur, vandig løsning hvori er oppløst en avleiringsinhibitor, flerverdige metallioner og en varmefølsom, pH-økende substans som dekomponerer ved forhøyede temperaturer under frigjøring av en alkalisk forbindelse.
12.
Blanding ifølge krav 11, karakterisert ved at inhibitoren er et polymert polykarboksylat eller et fosfonat.
13.
Blanding ifølge krav 12, karakterisert ved at polykarboksylatet er en polyakrylsyre.
14.
Blanding ifølge krav 13, karakterisert ved at polyakrylsyren er en fosfino-polyakrylsyre.
15 .
Blanding ifølge krav 12, karakterisert ved at fosfonatet er et aminometylenfosfonat.
16.
Blanding ifølge krav 12, karakterisert ved at fosfonatet er et polymert fosfonat.
17.
Blanding ifølge hvilket som helst av kravene 11 til 16, karakterisert ved at de flerverdige metallionene er jordalkali-, aluminium (+3)-, krom (+3)-, jern (+3)-, titan (+3)-, zirkonium (+4)-, sink (+2)- eller kobber (+2)-ioner.
18.
Blanding ifølge krav 17, karakterisert ved at de flerverdige metallionene er kalsium- eller magnesium-ioner.
19.
Blanding ifølge et hvilket som helst av kravene 11-18, karakterisert ved at den varmefølsomme substansen er urea eller et ureaderivat med formelen hvor R'ene er like eller forskjellige og hver er hydrogen, en alkylgruppe inneholdene 1 til 8 karbonatomer eller en aromatisk gruppe.
20.
Blanding ifølge krav 19, karakterisert ved at den varmeføl somme substansen er urea.
21.
Blanding ifølge et hvilket som helst av kravene 11-20, karakterisert ved at inhibitoren er tilstede i en mengde på i det vesentlige 0,25 til 15 vekt-# basert på vekten av løsningen, metallionene er tilstede i en mengde på i det vesentlige 0,05 til 5,0 ekvivalenter pr ekvivalent inhibitor og den varmefølsomme substansen er tilstede i en mengde på i det vesentlige 0,01 til 5,0 vekt-# basert på vekten av løsningen.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/925,134 US5399270A (en) | 1990-05-31 | 1992-08-06 | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US53128090A | 1990-05-31 | 1990-05-31 |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO912091D0 NO912091D0 (no) | 1991-05-30 |
NO912091L NO912091L (no) | 1991-12-02 |
NO179532B true NO179532B (no) | 1996-07-15 |
NO179532C NO179532C (no) | 1996-10-23 |
Family
ID=24116995
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO912091A NO179532C (no) | 1990-05-31 | 1991-05-30 | Fremgangsmåte for inhibering av avleiringer og avleiringshindrende blanding |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0459171B1 (no) |
AU (1) | AU653518B2 (no) |
CA (1) | CA2041586C (no) |
DE (1) | DE69100870T2 (no) |
NO (1) | NO179532C (no) |
TR (1) | TR26275A (no) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5399270A (en) * | 1990-05-31 | 1995-03-21 | Mobil Oil Corporation | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition |
US5211237A (en) * | 1992-01-31 | 1993-05-18 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors |
US5346009A (en) * | 1993-02-08 | 1994-09-13 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors |
BR9506108A (pt) * | 1995-12-28 | 1997-12-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de fixação controlada de inibidor de incrustação em formações substerrâneas |
GB9700532D0 (en) | 1997-01-13 | 1997-03-05 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemical |
EA018054B1 (ru) * | 2007-10-15 | 2013-05-30 | М-И Свако Норге Ас | Способ увеличения адсорбции ингибитора на участке ствола скважины |
CN104159993A (zh) | 2011-12-13 | 2014-11-19 | 德克萨斯大学董事会 | 轻质助溶剂组合物 |
CN102703047B (zh) * | 2012-06-19 | 2015-04-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田阻垢剂及其制备方法和应用 |
AR094914A1 (es) | 2013-02-28 | 2015-09-09 | Univ Texas | Composición tensioactiva codisolvente de fenol-etoxilato |
US10882771B2 (en) | 2015-02-06 | 2021-01-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Use of phosphino polymer and polyhydroxypolycarboxylic acid as corrosion inhibitor |
CN107416989A (zh) * | 2017-09-16 | 2017-12-01 | 广州联福新材料科技有限公司 | 一种改性阻垢缓蚀材料生产方法及设备 |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3827977A (en) * | 1969-11-25 | 1974-08-06 | Atlantic Richfield Co | Composition for inhibiting scale formation in oil well brines |
US3654993A (en) * | 1970-04-06 | 1972-04-11 | Atlantic Richfield Co | Method for inhibiting corrosion in a well |
US3704760A (en) * | 1971-06-22 | 1972-12-05 | Oscar Kogyo Kk | Electropneumatic propelling system for vehicles |
DE3841030C2 (de) * | 1987-12-09 | 2000-08-17 | Mobil Oil | Verfahren zum Inhibieren der Steinbildung in einem Bohrloch |
US4860829A (en) * | 1988-05-12 | 1989-08-29 | Conoco Inc. | Inhibition of reservoir scale |
-
1991
- 1991-04-29 AU AU76061/91A patent/AU653518B2/en not_active Expired
- 1991-05-01 CA CA002041586A patent/CA2041586C/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-05-02 DE DE91107098T patent/DE69100870T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1991-05-02 EP EP91107098A patent/EP0459171B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-05-29 TR TR91/0552A patent/TR26275A/xx unknown
- 1991-05-30 NO NO912091A patent/NO179532C/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2041586C (en) | 2001-09-18 |
DE69100870T2 (de) | 1994-04-07 |
AU653518B2 (en) | 1994-10-06 |
CA2041586A1 (en) | 1991-12-01 |
NO912091L (no) | 1991-12-02 |
DE69100870D1 (de) | 1994-02-10 |
TR26275A (tr) | 1995-02-15 |
EP0459171A1 (en) | 1991-12-04 |
NO179532C (no) | 1996-10-23 |
NO912091D0 (no) | 1991-05-30 |
AU7606191A (en) | 1991-12-05 |
EP0459171B1 (en) | 1993-12-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5141655A (en) | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release | |
EP2217671B1 (en) | Method of enhancing adsorption of an inhibitor onto a wellbore region | |
EP0170893B1 (en) | Microbiocidal anionic sequesterants with polyvalent metal cations for permeability correction process | |
US4947934A (en) | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations | |
US5302297A (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
NO179532B (no) | Fremgangsmåte for inhibering av avleiringer og avleiringshindrende blanding | |
US3654993A (en) | Method for inhibiting corrosion in a well | |
US20130023449A1 (en) | Scale Inhibitor | |
US4714113A (en) | Alkaline water flooding with a precipitation inhibitor for enhanced oil recovery | |
US3958635A (en) | Method of inhibiting scale for high temperature steam wells | |
EP2052050B1 (en) | Well treatment | |
AU2007204243A1 (en) | Scale inhibiting well treatment | |
US5604185A (en) | Inhibition of scale from oil well brines utilizing a slow release composition and a preflush and/or after flush | |
US5399270A (en) | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition | |
US5181567A (en) | Method for prolonging the useful life of polymeric or blended scale inhibitors injected within a formation | |
NO821179L (no) | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer | |
EP3149102B1 (en) | Thermally stable polymeric scale inhibitor compositions | |
US5789350A (en) | Compositions and processes for treating hydrocarbon-bearing formations | |
NO321722B1 (no) | Fremgangsmate og formulering for inhibering av mineralavleiringer i oljefeltproduksjon | |
US5044439A (en) | Method of treating geothermal wells with acrylate/acrylamide scale inhibitor | |
NO322738B1 (no) | Fremgangsmate for kontrollert fiksering av avleiringsinhibitor i en underjordisk formasjon | |
NO322784B1 (no) | Hemming av dannelse av belegg fra oljebronnsaltvann ved anvendelse av sammensetninger med sakte frigiving | |
AU710807B2 (en) | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition | |
CA2178188C (en) | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition | |
CA1295119C (en) | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |