NO310580B1 - Fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon - Google Patents
Fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO310580B1 NO310580B1 NO19941153A NO941153A NO310580B1 NO 310580 B1 NO310580 B1 NO 310580B1 NO 19941153 A NO19941153 A NO 19941153A NO 941153 A NO941153 A NO 941153A NO 310580 B1 NO310580 B1 NO 310580B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- formation
- inhibitor
- acid
- acidic
- precursor
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 title claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 title claims description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 27
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 27
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 16
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 16
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 14
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 12
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 12
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 10
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 8
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 7
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 claims description 7
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 7
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- -1 urea compound Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 4
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 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 claims description 3
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 claims 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 claims description 2
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 46
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 12
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical class [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 3
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-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
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 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
- 239000003637 basic solution Substances 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
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- YMAWOPBAYDPSLA-UHFFFAOYSA-N glycylglycine Chemical compound [NH3+]CC(=O)NCC([O-])=O YMAWOPBAYDPSLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- AFENDNXGAFYKQO-VKHMYHEASA-N (S)-2-hydroxybutyric acid Chemical compound CC[C@H](O)C(O)=O AFENDNXGAFYKQO-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- RBNPOMFGQQGHHO-UHFFFAOYSA-N -2,3-Dihydroxypropanoic acid Natural products OCC(O)C(O)=O RBNPOMFGQQGHHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GIXFALHDORQSOQ-UHFFFAOYSA-N 2,4,6,8-tetrahydroxy-1,3,5,7,2$l^{5},4$l^{5},6$l^{5},8$l^{5}-tetraoxatetraphosphocane 2,4,6,8-tetraoxide Chemical compound OP1(=O)OP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(=O)O1 GIXFALHDORQSOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OOVSMBCFASGZRN-UHFFFAOYSA-N 2-[1-amino-2-[2-(2-amino-3,3-dicarboxypropoxy)ethoxy]ethyl]propanedioic acid Chemical compound OC(=O)C(C(O)=O)C(N)COCCOCC(N)C(C(O)=O)C(O)=O OOVSMBCFASGZRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SJBOEHIKNDEHHO-UHFFFAOYSA-N 2-[2-aminoethyl(carboxymethyl)amino]acetic acid Chemical compound NCCN(CC(O)=O)CC(O)=O SJBOEHIKNDEHHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DMQQXDPCRUGSQB-UHFFFAOYSA-N 2-[3-[bis(carboxymethyl)amino]propyl-(carboxymethyl)amino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCCN(CC(O)=O)CC(O)=O DMQQXDPCRUGSQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LJCGQQOZNDXTKI-UHFFFAOYSA-N 2-[acetamido(carboxymethyl)amino]acetic acid Chemical compound CC(=O)NN(CC(O)=O)CC(O)=O LJCGQQOZNDXTKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GGJBWKXZCQRJAV-UHFFFAOYSA-N 2-[carboxymethyl(2-methoxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound COCCN(CC(O)=O)CC(O)=O GGJBWKXZCQRJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KAMMMODIQXXFMN-UHFFFAOYSA-N 2-[carboxymethyl(2-methylsulfanylethyl)amino]acetic acid Chemical compound CSCCN(CC(O)=O)CC(O)=O KAMMMODIQXXFMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OXSHDVKQKHZXEP-UHFFFAOYSA-N 2-[carboxymethyl(cyanomethyl)amino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC#N)CC(O)=O OXSHDVKQKHZXEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XWSGEVNYFYKXCP-UHFFFAOYSA-N 2-[carboxymethyl(methyl)amino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(C)CC(O)=O XWSGEVNYFYKXCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NMZXMGJVTYGQAS-UHFFFAOYSA-N 2-[n-(carboxymethyl)-3-sulfoanilino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)C1=CC=CC(S(O)(=O)=O)=C1 NMZXMGJVTYGQAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SPBMMTFHXYUBHA-UHFFFAOYSA-N 2-[n-(carboxymethyl)-4-sulfoanilino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)C1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 SPBMMTFHXYUBHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GQBWTAGIANQVGB-UHFFFAOYSA-N 2-[n-(carboxymethyl)anilino]acetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)C1=CC=CC=C1 GQBWTAGIANQVGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTWYTFMLZFPYCI-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylphosphoric acid Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XTWYTFMLZFPYCI-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- LGDFHDKSYGVKDC-UHFFFAOYSA-N 8-hydroxyquinoline-5-sulfonic acid Chemical compound C1=CN=C2C(O)=CC=C(S(O)(=O)=O)C2=C1 LGDFHDKSYGVKDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTWYTFMLZFPYCI-UHFFFAOYSA-N Adenosine diphosphate Natural products C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1C1OC(COP(O)(=O)OP(O)(O)=O)C(O)C1O XTWYTFMLZFPYCI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZKHQWZAMYRWXGA-KQYNXXCUSA-N Adenosine triphosphate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O ZKHQWZAMYRWXGA-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- ZKHQWZAMYRWXGA-UHFFFAOYSA-N Adenosine triphosphate Natural products C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1C1OC(COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)C(O)C1O ZKHQWZAMYRWXGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UDMBCSSLTHHNCD-UHFFFAOYSA-N Coenzym Q(11) Natural products C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1C1OC(COP(O)(O)=O)C(O)C1O UDMBCSSLTHHNCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RBNPOMFGQQGHHO-UWTATZPHSA-N D-glyceric acid Chemical compound OC[C@@H](O)C(O)=O RBNPOMFGQQGHHO-UWTATZPHSA-N 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940120146 EDTMP Drugs 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N Gluconic acid Natural products OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 1
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 108010008488 Glycylglycine Proteins 0.000 description 1
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N L-tyrosine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AOMVXIBCILBBIX-UHFFFAOYSA-N acetic acid 2-cyanoacetic acid Chemical compound CC(O)=O.CC(O)=O.OC(=O)CC#N AOMVXIBCILBBIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NHPKMFIBLXEDBI-UHFFFAOYSA-N acetic acid butane-1,4-diamine Chemical compound CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.CC(O)=O.NCCCCN NHPKMFIBLXEDBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- UDMBCSSLTHHNCD-KQYNXXCUSA-N adenosine 5'-monophosphate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O UDMBCSSLTHHNCD-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- 229950006790 adenosine phosphate Drugs 0.000 description 1
- 229960001456 adenosine triphosphate Drugs 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N ammonium formate Chemical compound [NH4+].[O-]C=O VZTDIZULWFCMLS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- UCMIRNVEIXFBKS-UHFFFAOYSA-N beta-alanine Chemical compound NCCC(O)=O UCMIRNVEIXFBKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000480 calcium channel blocker Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001175 calcium sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 150000004697 chelate complex Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-N cyclotriphosphoric acid Chemical compound OP1(=O)OP(O)(=O)OP(O)(=O)O1 AZSFNUJOCKMOGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 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
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 description 1
- 229940043257 glycylglycine Drugs 0.000 description 1
- NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N iminodiacetic acid Chemical compound OC(=O)CNCC(O)=O NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 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
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- RGHXWDVNBYKJQH-UHFFFAOYSA-N nitroacetic acid Chemical compound OC(=O)C[N+]([O-])=O RGHXWDVNBYKJQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N tyrosine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-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
-
- 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
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- 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
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
- Y10S507/934—Acidizing or formation destroying with inhibitor
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)
- Food Preservation Except Freezing, Refrigeration, And Drying (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon i nærheten av en produksjonsbrønn.
Svakt løselige uorganiske salter, f.eks. kalsium-karbonat, kalsiumsulfat og bariumsulfat, utfelles ofte fra vann som produseres sammen med olje og gass. Slik utfelling finner sted fordi betingelser som påvirker løseligheten, f.eks. temperatur og trykk, endres, eller fordi inkompatible vannmasser blandes i eller nær produksjonsbrønner. Utfellinger av svakt løselige salter kalles ofte avleiringer. Akkumulering av avleiringer finner ofte sted i formasjonen nær brønnhullet og på brønnhullutstyret. Akkumulering av avleiringer i formasjonen nedsetter permeabiliteten og forringer brønnens produk-tivitet. Akkumulering av avleiringer på brønnhullutstyret korter inn utstyrets brukstid og kan tilstoppe produksjonsrø-rene.
For å redusere forekomsten av avleiringer til et minimum, kan avleiringsinhibitorer anbringes i formasjonen ved hjelp av innpressingsmetoder. Innpressing innebærer injeksjon av inhibitoren og, vanligvis, overspyling av den behandlede sone med vann eller saltløsning. Brønnen settes så på ny i produksjon. Inhibitor i de produserte vannmasser beskytter brønnhullet og utstyret nede i hullet mot oppbygging av avleiringer.
Å presse inhibitoren inn i formasjonen "squeeze-behandling" er i typiske tilfeller en foretrukken måte å tilføre en inhibitor på. Ved injeksjon gjennom innpressing, elimineres behovet for kontinuerlig injeksjon, og formasjonen i nærheten av brønnhullet beskyttes. De fleste vanlige avleiringsinhibitorer er effektive i konsentrasjoner høyere enn 1-100 deler pr. million deler (ppm). Ved en normal anbringelse ved innpressing er det vanskelig å kontrollere konsentrasjonen av inhibitor som tilbakeføres i produserte saltløsninger. Inhibitorene har tendens til å bli raskt tilbakeprodusert, i konsentrasjoner som hurtig avtar til ineffektive mengder. Dette resulterer i hyppig produksjonsstans for å utføre
innpressing, og det resulterer også i altfor høye kjemikalie-kostnader.
Diverse forsøk som er blitt gjort på å regulere og forsinke tilbakeproduksjon av inhibitor har bare vært delvis vellykkede. Eksempelvis er det i US patentskrift nr. 3.483.925 beskrevet en fremgangsmåte for å avstedkomme en mer gradvis tilbakeføring av inhibitor ved injeksjon av inhibitoren sammen med polymerfortykkede væskeplugger i løsning. Injeksjon av slike fortykkede løsninger vil hindre produksjon av alle væsker fra brønnen og er derfor ingen ønskelig fremgangsmåte for å avstedkomme en mer gradvis tilbakeproduksjon av inhibitoren når produksjon fra brønnen ønskes.
I US patentskrifter nr. 3.633.672 og 3.704.750 beskrives inhibitorer som bare er svakt løselige i nøytrale eller basiske løsninger og er løselige i sure løsninger. Disse inhibitorer presses inn i formasjonen i en sur løsning, og det foretas deretter fortynning med formasjonsvann i formasjonen, og omsetning med reservoarbergart i formasjonen øker løsnin-gens pH-verdi og forårsaker utfelling av inhibitoren. Inhibitoren tilbakeproduseres så gradvis som følge av en svak løse-lighet i formasjonenvannet. Ved denne metode løses mange av problemene ved anbringelse av avleiringsinhibitorer ved innpressing, men som følge av pluggformet strømning inn i formasjonen og deretter tilbakeproduksjon blir mye av inhibitoren ikke utfelt i formasjonen i løpet av en rimelig tid. Dessuten blir plasseringen av utfellingen dårlig kontrollert og uforut-sigelig .
I US patentskrift nr. 4.357.248 beskrives en for-bedring av prosesser som dem beskrevet i US patentskrifter nr. 3.633.672 og 3.704.750. I US patentskrift nr. 4.357.248 beskrives injeksjon av en avleiringsinhibitor i en form som er løselig i en vandig løsning med høy pH og er uløselig i nøy-trale løsninger eller løsninger med lav pH. Løsningen omfatter videre en forbindelse som hydrolyserer under dannelse av sure forbindelser med en reaksjonsrate som medfører at inhibitoren utfelles i formasjonen uten at det er behov for blanding med formasjonsvann eller reaksjon med formasjonsbergarter. Til tross for sine fordeler har denne metode ikke vært praktisert i noe utstrakt omfang på grunn av vanskeligheter med å håndtere de anvendelige pH-senkende materialer.
I US patentskrift nr. 4.860.829 beskrives en fremgangsmåte for å felle ut kalsiumsalter av fosfonatavleirings-inhibitorer i formasjoner hvor kalsium injiseres i kompleks-binding med et chelat sammen med en fosfonatavleiringsinhi-bitor i form av et natriumsalt. Kalsiumet frigjøres gradvis av chelatedanneren og forårsaker at fosfonatavleiringsinhibitoren utfelles som et kalsiumsalt. Med denne metode for utfelling av avleiringsinhibitoren i formasjonen begynner utfellingen så snart tilstrekkelig mye kalsium er blitt frigjort fra chelat-komplekset til å mette løsningen med kalsiumsaltet av avleiringsinhibitoren. Likevektsnivåer for kalsiumsaltet av avleiringsinhibitoren og chelat lar seg lett bestemme, skjønt hastigheten med hvilken denne likevekt nås ikke er lett å bestemme og er avhengig av mange variable.
I US patentskrift nr. 5.141.655 beskrives avleiringsinhibitorer og fremgangsmåter for å anbringe avleiringsinhibitorer i en underjordisk formasjon. Avleiringsinhi-bitorene injiseres i en sur løsning, og den sure løsnings pH økes inne i formasjonen ved hjelp av et varmefølsomt pH-økende stoff. Det varmefølsomme pH-økende stoff øker pH-verdien i inhibitorløsningen inne i formasjonen. Løseligheten av avleiringsinhibitoren ved den høyere pH blir vesentlig redusert. Avleiringsinhibitoren utfelles derfor i formasjonen i form av et kalsiumsalt, når pH-verdien øker. Amider og ureaforbindelser er kjente varmefølsomme pH-økende komponenter. En mangel ved denne metode er at den reaksjon ved hvilken komponenter med høy pH dannes fra forløperne, er følsom for tilstede-værelsen av katalysatorer som f.eks. jernioner. Jernioner er til stede i store mengder i de fleste brønn- og produksjons-rørmiljøer. Disse jernioner akselererer hydrolysen av amider og ureaforbindelser i en slik grad at inhibitorløsningens pH økes, hvilket avstedkommer utfelling av avleiringsinhibitoren før inhibitoren er blitt bragt på plass i formasjonen.
I faget er det derfor fortsatt behov for en injek-sjonsmetode for avleringsinhibitor hvor avleiringsinhibitoren kan innpresses i en formasjon som en løsning og deretter utfelles inne i formasjonen.
Det er et siktemål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å inhibere dannelse av avleiringer ved bruk av en innpressingsmetode hvor inhibitoren injiseres som en vandig løsning fra hvilken inhibitoren felles ut. Det er videre et siktemål å tilveiebringe en slik fremgangsmåte som ikke krever bruk av kjemikalier som det er vanskelig å håndtere på sikker måte. Videre er det et siktemål å tilveiebringe en slik fremgangsmåte hvor innledende utfelling av avleiringsinhibitoren blir utsatt inntil det er gått en tilstrekkelig lang tid for innpressing i en underjordisk formasjon.
For dette formål omfatter fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for anbringelse av en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon i nærheten av en produk-sjonsbrønn de trekk å: tilveiebringe en sur, vandig løsning inneholdende en løst avleiringsinhibitor og et metallkation, hvilken kombinasjon er svakt løselig i formasjonsvannet, en forløper som er i stand til å reagere med formasjonen og derved gå over til å bli en basisk komponent, og en chelatdanner i en mengde som er effektiv til å hindre spalting av forløperen når denne kommer i kontakt med stålrør,
injisere den sure, vandige løsning inn i formasjonen gjennom brønnen, og
utvinne formasjonsfluider fra brønnen etter at for-løperen har dannet en tilstrekkelig stor mengde basisk materiale til å forårsake utfelling av en mengde av avleiringsinhibitoren og metallkationet inn i formasjonen som er effektiv med hensyn til å inhibere avleiring.
Det utfelte metallsalt av avleiringsinhibitoren løses i de produserte saltløsninger, slik at det fås en kon-sentrasjon av inhibitor som effektivt forsinker dannelsen av avleiringer, men som ikke er så høy at den representerer et tap.
Chelatdanneren hindrer jernioner som er til stede i brønnen i å forårsake for tidlig hydrolyse av forløperen og utfelling av avleiringsinhibitoren før denne er ført inn i formasjonen.
Chelatdannere som er velkjente og anvendelige, kan benyttes også i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Vanligvis er konsentrasjoner i området fra 0,001 til 0,05 mol pr. liter løsning akseptable og effektive. Chelatdannerene kan velges blant, men er ikke begrenset til, de følgende: nitro-eddiksyre; salisylsyre; 2-hydroksysmørsyre; 4-sulfoanilin-dieddiksyre; melkesyre; glykolsyre; glyserinsyre; glukonsyre; glycylglysin; p-alanin; 3-sulfoanilin-dieddiksyre; 4-aminoben-zosyre-N,N-dieddiksyre; adenosinfosfat; glysin; 3-aminoben-zosyre-N,N-dieddiksyre; serin; tyrosin; anilin-dieddiksyre; N-butyletylendiamin-trieddiksyre; aspartinsyre; glutaminsyre; N-sykloheksyletylendiamin-trieddiksyre; N,N-etylenbis-(2-(o-hyd-roksyfenyl)-glysin; vinsyre; maleinsyre; P- (N-trimetylam-monium) -etylimino-dieddiksyre; dinatrium-1, 2-dihydroksybenzen-3,5-sulfonat; imino-dieddiksyre; N-cyanometylimino-dieddiksyre; adenosin-difosfat; N-karbetoksy-p-aminoetylimino-dieddiksyre; tri-pplyfosforsyre; sitronsyre; N-metyltioetylimino-dieddiksyre; trimetafosforsyre; 8-hydroksykinolin-5-sulfon-syre; adenosin-trifosfat; N-metyl-imino-dieddiksyre; N-aceta-midoimino-dieddiksyre; p-aminoetylsulfonsyre-N,N-dieddiksyre; 1,4-diaminosykloheksan-N,N-tetraeddiksyre; N-metoksyetylimino-dieddiksyre; etylendiamin-N,N-dieddiksyre; 1,3-diaminosyk-loheksan-N,N-tetraeddiksyre; p-merkaptoetylimino-dieddiksyre; tetra-metafosforsyre; nitrilo-propionsyre-dieddiksyre; tetra-metylendiamin-tetraeddiksyre; 2-aminobenzosyre-N,N-dieddiksyre; N-(2-hydroksyetyl)-etylendiamintrieddiksyre; p-amino-etylfosfonsyre-N,N-dieddiksyre; N,N-dihydroksyetyletylen-diamin-dieddiksyre; etylendiamintetra-metylenfosfonsyre; nitrilotrieddiksyre; N-benzyletylendiamin-trieddiksyre; trimety-lendiamin-tetraeddiksyre; aminometylfosfonsyre-N,N-dieddiksyre; dietylentriamin-pentaeddiksyre; etylendiamintetraeddik-syre; 1,2-bis-(2-(dikarboksymetyl)-aminoetoksy)-etan; og 1,2-diaminosykloheksan-N,N-tetraeddiksyre.
En særlig foretrukken chelatdanner er etylendiamin-tetraeddiksyre (EDTA)som fås i handelen og er effektiv i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse i rimelige konsentrasjoner. Andre særlig foretrukne chelatdannere innbefatter nitrilotrieddiksyre og sitronsyre. EDTA er effektiv med hensyn til å hindre for tidlig hydrolyse av forløperne som anvendes i henhold til oppfinnelsen, i konsentrasjoner av fra 0,002 til 0,016 mol pr. liter av den sure, vandige løsning.
Konsentrasjonen av chelatdanner er fortrinnsvis mellom 0,004 og 0,008 mol pr. liter sur, vandig løsning.
Forløperne som anvendes i henhold til oppfinnelsen, innbefatter, men er ikke begrenset til, amider og ureaforbindelser. Foretrukne forløpere innbefatter vanlige og letthånd-terlige materialer som f.eks. urea (karbamid), formamid og dimetylformamid.
Eksempelvis hydrolyseres urea under dannelse av et ammoniumkarbonat-bikarbonat-karbondioksid-buffersystem.
Løsninger som er bufret med hydrolysert urea, har i typiske tilfeller pH-verdier på fra 7 til 8.
Formamid hydrolyseres under dannelse av ammoniumfor-miat.
Løsninger bufret med hydrolysert acetamid har i typiske tilfeller pH-verdier på fra 4 til 5. Dimetylformamid hydrolyseres under dannelse av dimetylamin og maursyre.
Hastigheten med hvilken disse forløpere hydrolyseres, er temperaturavhengig. Formasjonens temperatur og den ønskede tidsforsinkelse før inhibitoren avsettes, må tas i betraktning når forløperen velges. pH-verdien ved hvilken hydrolyseproduktene bufrer en løsning med sterke syrer, velges fortrinnsvis slik at det fås en løsning med en lav løselighet av metallsaltet av inhibitoren. Dette reduserer til et minimum mengden av inhibitor som anvendes i den innledende sure løs-ning, og som ikke avsettes i formasjonen.
Mengden av foretrukken forløper vil avhenge av mengden av syre som anvendes for å senke pH-verdien i den vandige løsning, tiden som ønskes for endring av pH-verdien, konsentrasjonen av chelatdanner og betingelsene nede i borehullet. I typiske tilfeller vil mellom 1 og 15 mol forløper trenges for hvert mol syre som benyttes for å senke pH-verdien av den vandige løsning. Dette vil vanligvis gjelde for forløperkon-sentrasjoner i området fra 0,1 til 1,5 mol/l.
Også blandinger av forløpere kan benyttes for å oppnå foretrukne pH-verdier etter hydrolyse og gitte hydrolyseringstider.
Inhibitorer som er anvendelige, innbefatter men er ikke begrenset til, anioniske avleiringsinhibitorer som f.eks. polykarboksylater og avleiringsinhibitorer av organofosfor-type. Foretrukne løselighetsegenskaper kan oppnås ved bruk av salter av disse inhibitorer med flerverdige metaller. Saltene av disse inhibitorer har i typiske tilfeller minimumsløselig-het innenfor svakt sure pH-områder. Skjønt de er løselige i løsninger med høy pH, som angitt i US patentskrift nr.4357248, er de således enda mer løselige i meget sure løsninger. Ved pH-verdier under 2, er løseligheten av metallsalter av disse inhibitorer tilstrekkelig høy i typiske tilfeller.
Foretrukne anioniske inhibitorer innbefatter avleiringsinhibitorer av fosfat- og fosfonattype. Foretrukne inhibitorer innbefatter nitrogenholdige avleiringsinhiberende fosfonatforbindelser som f.eks. nitrilotri-metylenfosfonsyre og dietylentriaminpenta-metylenfosfonsyre og salter av disse. Disse inhibitorer selges av Monsanto Chemical Company under varenavnene Dequest 2000 og Dequest 2060. Andre egnede inhibitorer innbefatter Dequest 2010, 2041, 2051 og 2054 som også fås fra Monsanto Chemical Company.
Metallkationene som inneholdes i de avleiringsinhiberende blandinger, er fortrinnsvis flerverdige metallkationer. Av praktiske grunner foretrekkes jordalkalimetallene. Disse innbefatter magnesium-, kalsium- og bariumkationer. Imidlertid vil det forstås at også andre metallkationer som danner svakt løselige kombinasjoner med avleiringsinhibitoren kan benyttes. Kalsium foretrekkes spesielt.
Forløperen blir fortrinnsvis tilsatt til den sure, vandige løsning like før injeksjonen i formasjonen. Dette reduserer til et minimum risikoen for hydrolyse før injeksjonen.
Sammenhengen mellom pH og løselighet for en gitt kation-inhibitor-kombinasjon avhenger av molforholdet mellom kationer og inhibitor-anioner. Løseligheten av kalsiumsaltet av Dequest 2060 i en løsning inneholdende 0,05 mol pr. liter inhibitor er vist på fig. 1, som er et diagram som viser kombinasjonene av kalsiumionekonsentrasjoner i mol/l langs den vertikale akse og pH-verdiene langs den horisontale akse, som resulterer i utfelling av kalsiumsaltet av Dequest-inhibitor ved romtemperatur. Dersom en løsning har en pH utenfor det skraverte område på fig. 1 og pH-verdien deretter innstilles på en verdi innenfor det skyggelagte område f.eks. gjennom hydrolyse av en basedannende forløper, vil kalsiumsaltet av inhibitoren utfelles.
En sur startløsning innenfor rammen av oppfinnelsen vil representeres av et punkt som f.eks. 1. Når den basedannende forløper hydrolyseres, øker løsningens pH til et punkt som f.eks. punkt 2. På punkt 2 vil en betydelig mengde av den løste inhibitor utfelles som et kalsiumsalt. Løsningen vil bli mettet med inhibitor ved en kalsiumkonsentrasjon angitt ved kanten av det skraverte område, punkt 3. Når produksjonen fra brønnhullet gjenopptas, vil løsningens pH bli lik den pH-verdi som formasjonsvannet har. I typiske tilfeller er formasjonens saltvann svakt surt men sterkt bufret som følge av tilstede-værelsen av et stort antall ionearter. Formasjonsvannet vil løse små mengder av kalsium-inhibitorsaltet og således inhibere avleiring i nærbrønnområdet i formasjonen og på nedi-hullsutstyret.
Det vil ses av fig. 1 at en sterkt sur løsning vil holde en større mengde inhibitor i løsning enn de basiske løsninger som tidligere er blitt benyttet i faget. Startløs-ningene som anvendes i henhold til oppfinnelsen, kan derfor inneholde høyere konsentrasjoner av inhibitorer enn løsninger med høyere pH inneholdende pH-senkende forløpere. Utfelling av en større andel av inhibitoren er derfor mulig når startløs-ningene er sure og nøytraliseres med basiske hydrolyseprodukter enn når startløsningen har en høy pH og nøytraliseres med sure hydrolyseprodukter.
De sure løsninger som anvendes i henhold til oppfinnelsen, blir fortrinnsvis ført inn i formasjonen ved overspyling. Overspylingsfluidene kan utgjøres av formasjonsvann eller av hvilke som helst væsker som er kompatible med formasjonen og de sure løsninger som spyles inn i formasjonen. Overspylingsfluidet, eller i det minste en innledende porsjon av overspylingsfluidet kan med fordel omfatte tilleggsmengder av forløperen som danner basisk materiale ved hydrolyse. Dette vil sikre en økning av pH-verdien i den sure løsning som blan-der seg med grensef latevæsken mellom den sure løsning og over-spylingsvæskene.
Etter innpressing av den sure løsning i formasjonen og overspyling med f ormas jonssaltvann kan injeksjonen avbrytes i tilstrekkelig lang tid for hydrolyse av en mengde forløper til basiske komponenter som er tilstrekkelig til å øke løs-ningens pH og å forårsake utfelling av metallsaltet av inhibitoren. Under denne forsinkelse vil fluid hverken bli produsert eller injisert. Imidlertid krever utfellingen av metallsaltet av inhibitoren ikke et fullstendig opphør av injeksjonen. Injeksjonen av overspylingsvæske kan fortsette gjennom en del av tiden avsatt for hydrolyse av forløperne eller sågar gjennom hele dette tidsrom. Utfelling av metallsaltet av inhibitoren vil finne sted etter hvert som overspylingsvæsken fortsetter å skyve den sure løsning inn i formasjonen. Like-ledes kan produksjonen fra brønnen begynne før utfellingen av metallsaltet av inhibitoren er fullført. Når det benyttes en overspylingsvæske, kan f.eks. ca. halvparten av overspylingsvæsken produseres før utfellingen av metallsaltet av inhibitoren er fullstendig, uten noe vesentlig tap av forløper eller inhibitor fra formasjonen.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med henvis-ning til et eksempel.
Eksempel
Det ble fremstilt en avleiringsinhiberende blanding inneholdende 0,5 mol/l urea, 0,1 mol/l kalsiumklorid, 1,31 vol% Dequest 2060 og en tilstrekkelig stor mengde saltsyre til at det ble oppnådd en utgangsløsning med pH 2,8. Forskjellige mengder EDTA ble tilsatt til prøver av den avleiringsinhiberende blanding. Prøvene ble plassert i ikke-belagte stålrør-seksjoner og oppvarmet til 52°C og ble holdt der i 5 minutter. Prøvene ble så fjernet fra stålrørseksjonene og ble anbragt i en ovn holdt ved 66°C. Denne prosedyre har til hensikt å simulere injeksjon i en brønn gjennom en typisk produk-sjonsstreng, med påfølgende aldring i en formasjon for å tillate utfelling av avleiringsinhibitoren. Tiden mellom anbringelsen av prøvene i ovnen ved 66°C og den begynnende utfelling av avleiringsinhibitoren ble målt og er angitt nedenfor i tabell 1.
Av tabell 1 vil det ses at uten en chelatdanner som f.eks. EDTA, begynner utfellingen etter ca. 0,5 time. I mange tilfeller er 0,5 time ikke tilstrekkelig lang tid til at en inhibitorblanding for innpressing kan passere gjennom et pro-duksjonsrør og inn i formasjonen. Utfelling av avleiringsinhibitoren i produksjonsrørledningene ikke bare hindrer inhibitoren i å behandle formasjonen nær brønnområdet, men kan tilstoppe brønnutstyret.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon i nærheten av en produks j onsbrønn,
karakterisert ved de trekk å: tilveiebringe en sur, vandig løsning inneholdende en oppløst avleiringsinhibitor og et metallkation, hvilken kombinasjon er svakt løselig i formasjonsvannet, en forløper som er i stand til å reagere i formasjonen og derved gå over til å bli en basisk komponent, og en chelatdanner i en mengde som er effektiv til å hindre spalting av forløperen når denne kommer i kontakt med stålrør,
injisere den sure, vandige løsning inn i formasjonen gjennom brønnen, og
utvinne formasjonsfluider fra brønnen etter at for-løperen har dannet en tilstrekkelig stor mengde basisk materiale til å forårsake utfelling av en mengde av avleiringsinhibitoren og metallkationet inn i formasjonen som er effektiv med hensyn til å inhibere avleiring.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at konsentrasjonen av chelatdanner i den sure løsning er på mellom 0,001 og 0,05 mol/l.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det anvendes en chelatdanner valgt blant etylendiamin-tetraeddiksyre, nitrilotrieddiksyre og sitronsyre.
4 . Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 3, karakterisert ved at det anvendes en inhibitor omfattende en nitrogenholdig fosfonsyre eller et salt derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at det anvendes en inhibitor omfattende dietylentriamin-penta-metylenfosfonsyre eller nitrilotri-metylenfosfonsyre eller et salt derav.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 4 eller 5, karakterisert ved at det anvendes en inhibitor omfattende et kalsiumsalt av den nitrogenholdige fosfonsyre.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1-6, karakterisert ved at det som forløper anvendes en ureaforbindelse eller et amid.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at det anvendes en forløper valgt blant urea, formamid og dimetylformamid.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1 - 8, karakterisert ved at injeksjonen av den sure, vandige løsning inn i formasjonen etterfølges av en injeksjon av et overspylingsfluid inn i formasjonen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at injeksjonen av overspylingsfluidet etterfølges av en periode hvor fluider hverken injiseres eller utvinnes fra brønn
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/040,784 US5346010A (en) | 1993-03-31 | 1993-03-31 | Precipitation of scale inhibitors in subterranean formations |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO941153D0 NO941153D0 (no) | 1994-03-29 |
NO941153L NO941153L (no) | 1994-10-03 |
NO310580B1 true NO310580B1 (no) | 2001-07-23 |
Family
ID=21912928
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19941153A NO310580B1 (no) | 1993-03-31 | 1994-03-29 | Fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5346010A (no) |
EP (1) | EP0618346B1 (no) |
DK (1) | DK0618346T3 (no) |
NO (1) | NO310580B1 (no) |
TR (1) | TR28479A (no) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU710807B2 (en) * | 1996-06-07 | 1999-09-30 | Mobil Oil Corporation | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release composition |
US5604185A (en) * | 1995-03-27 | 1997-02-18 | Mobil Oil Corporation | Inhibition of scale from oil well brines utilizing a slow release composition and a preflush and/or after flush |
US5655601A (en) * | 1995-10-05 | 1997-08-12 | Gas Research Institute | Method for scale inhibitor squeeze application to gas and oil wells |
BR9506108A (pt) * | 1995-12-28 | 1997-12-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de fixação controlada de inibidor de incrustação em formações substerrâneas |
US6148913A (en) * | 1997-01-13 | 2000-11-21 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
US6196314B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Insoluble salt control system and method |
US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
WO2009050562A2 (en) * | 2007-10-15 | 2009-04-23 | M-I Swaco Norge As | Method of inhibiting salt precipitation from aqueous streams |
US20110095032A1 (en) * | 2009-10-28 | 2011-04-28 | Evans Gregory A | Party plate |
DK2371923T3 (da) * | 2010-04-01 | 2013-05-06 | Clariant Finance Bvi Ltd | Aflejringshæmmer |
US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
US9060628B2 (en) * | 2013-02-26 | 2015-06-23 | Gregory A. Evans | Party plate |
US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
EP3060747B1 (en) | 2013-10-25 | 2021-04-07 | Flex-chem Holding Company LLC | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
CA2944700C (en) | 2014-04-14 | 2023-02-14 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
PL3189116T3 (pl) | 2014-09-04 | 2024-02-19 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Szczelinowanie slick-water z użyciem uwalnianego w czasie środka kompleksującego metal |
US10081758B2 (en) | 2015-12-04 | 2018-09-25 | Ecolab Usa Inc. | Controlled release solid scale inhibitors |
WO2017200864A1 (en) | 2016-05-16 | 2017-11-23 | Ecolab USA, Inc. | Slow-release scale inhibiting compositions |
WO2018118762A1 (en) | 2016-12-23 | 2018-06-28 | Ecolab Usa Inc. | Controlled release solid scale inhibitors |
AU2020364008A1 (en) | 2019-10-10 | 2022-04-28 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
AU2021216477A1 (en) | 2020-02-07 | 2022-08-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
WO2021159072A1 (en) | 2020-02-07 | 2021-08-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
US11866640B2 (en) | 2022-03-25 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Well corrosion control |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3467192A (en) * | 1968-01-26 | 1969-09-16 | Dow Chemical Co | Inhibition of adherent scale accumulations |
US3483925A (en) * | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
US3704750A (en) * | 1969-11-25 | 1972-12-05 | Atlantic Richfield Co | Process 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 |
US3633672A (en) * | 1970-05-11 | 1972-01-11 | Dow Chemical Co | Inhibition of deposition of scale |
US4357248A (en) * | 1980-05-16 | 1982-11-02 | Shell Oil Company | Treating wells with self-precipitating scale inhibitor |
US4393938A (en) * | 1981-04-09 | 1983-07-19 | Shell Oil Company | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor |
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 |
US4633949A (en) * | 1985-02-12 | 1987-01-06 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of preventing precipitation of ferrous sulfide and sulfur during acidizing |
US4806259A (en) * | 1987-06-15 | 1989-02-21 | The B. F. Goodrich Company | Membrane cleaning compositions containing phosphorous compounds |
US4947934A (en) * | 1987-12-09 | 1990-08-14 | Mobil Oil Corporation | Method of increasing retention of scale inhibitor in subterranean formations |
US4860829A (en) * | 1988-05-12 | 1989-08-29 | Conoco Inc. | Inhibition of reservoir scale |
US5002126A (en) * | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
US5141655A (en) * | 1990-05-31 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Inhibition of scale formation from oil well brines utilizing a slow release |
US5259985A (en) * | 1990-09-03 | 1993-11-09 | Katayama Chemical, Incorporated | Calcium carbonate scale inhibitor having organophosphonate, water soluble acrylic or maleic copolymer and citric acid |
US5211237A (en) * | 1992-01-31 | 1993-05-18 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors |
-
1993
- 1993-03-31 US US08/040,784 patent/US5346010A/en not_active Expired - Lifetime
-
1994
- 1994-03-28 EP EP94200817A patent/EP0618346B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-03-28 DK DK94200817.8T patent/DK0618346T3/da active
- 1994-03-29 NO NO19941153A patent/NO310580B1/no unknown
- 1994-03-29 TR TR00322/94A patent/TR28479A/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TR28479A (tr) | 1996-08-08 |
DK0618346T3 (da) | 1998-03-02 |
EP0618346B1 (en) | 1997-07-23 |
EP0618346A3 (en) | 1994-11-09 |
NO941153L (no) | 1994-10-03 |
US5346010A (en) | 1994-09-13 |
NO941153D0 (no) | 1994-03-29 |
EP0618346A2 (en) | 1994-10-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO310580B1 (no) | Fremgangsmåte for å anbringe en avleiringsinhibitor i en saltvannholdig underjordisk formasjon | |
EP2371923B1 (en) | Scale inhibitor | |
US4860829A (en) | Inhibition of reservoir scale | |
US5018577A (en) | Phosphinate inhibitor for scale squeeze applications | |
US4357248A (en) | Treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
US4030548A (en) | Economically dissolving barium sulfate scale with a chelating agent | |
US5002126A (en) | Reservoir scale inhibition | |
US3660287A (en) | Aqueous reactive scale solvent | |
US5167828A (en) | Phosphinate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith | |
US8236734B1 (en) | Method for preventing scale formation in the presence of dissolved iron | |
NO139232B (no) | Fremgangsmaate ved syrebehandling av materialer i et underjordisk omraade | |
US5213691A (en) | Phosphonate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith | |
US5409062A (en) | Method of inhibiting reservoir scale | |
US20170362498A1 (en) | Use of mgda as additive in processes for recovering crude oil and/or gas from subterranean formations | |
US5211237A (en) | Precipitation of scale inhibitors | |
US5346009A (en) | Precipitation of scale inhibitors | |
EP0781729B1 (en) | Process for the controlled fixing of scale inhibitor in subterranean formations | |
EP0040442B1 (en) | Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
EP0299777B1 (en) | Inhibition of reservoir scale | |
US3794596A (en) | Method of and composition for the prevention of scale | |
US3975281A (en) | Method for treating scale | |
Tanji et al. | Sealing leaks in pipelines with ammoniated waters | |
MXPA96006444A (es) | Proceso de fijacion controlada de inhibidor de incrustacion en formaciones subterraneas |