NO321722B1 - Fremgangsmate og formulering for inhibering av mineralavleiringer i oljefeltproduksjon - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en formulering for inhibering av mineralavleiring i oljefeltproduksjon.

Blant oljefeltkjemikalier er mineralavleiringsinhibitorer som benyttes i produksjons-brønner for å stoppe mineralavleiring i reservoar-bergformasjonen og/eller i produksjonsledningene nede i hullet og ved overflaten. Mineralavleiring forårsaker ikke bare en begrensning av porestørrelse i reservoar-bergformasjonen (også kjent som "formasjonsskade") og således reduksjon i olje- og/eller gassproduksjonshastigheten, men også blokkering av rør- og rørledningsutstyr under overflateprosessering. For å overvinne dette utsettes produksjonsbrønnen for en såkalt avstegning ("shut-in") hvorved en vandig sammensetning omfattende en mineralavleirihgsinhibitor injiseres i produksjonsbrønnen, vanligvis under trykk og "trykkinjiseres" inn i formasjonen og holdes der. I presseprosedyren blir mineralavleiringsinhibitor injisert flere fot radielt inn i produksjonsbrønnen hvor den holdes tilbake ved adsorpsjon og/eller dannelse av tungt oppløselig bunnfall. Inhibitoren vaskes langsomt inn i det produserte vannet over en tidsperiode og beskytter brønnen overfor mineralavleiirngsavsetning. Det er nødvendig at avstegningen foretas regelmessig, f .eks en eller flere ganger om året i det minste dersom høye produksjonshastigheter skal kunne opprettholdes og utgjør tiden ute av drift ("down time") når ingen produksjon finner sted. En slik metode er den som er beskrevet i US-A-5.002.126 hvorved et vannoppløselig overfiateaktivt metallsalt inneholdende et terminalt metallion injiseres ned gjennom brønnhullet og inn i reservoaret, det overflateaktive midlet adsorberes på reservoarets overflater, og deretter blir en vandig oppløsning inneholdende en mineralavleiringsinhibitor som kan reagere med det overflateaktive midlet injisert i reservoaret for derved å danne en metallinhibitor som langsomt oppløses i vann produsert fra reservoaret. I løpet av året er det en reduksjon i total produksjon tilsvarende antall tidsperioder ute av drift under trykkinjiseringen/brønnavstegningen samt redusert produksjon etterhvert som mineralavleiirngsproblemet bygger seg opp. I noen tilfeller blir imidlertid mineralavleiringsinhibitoren dårlig bibeholdt inne i reservoar-bergformasjonen og det oppleves korte trykkinjiseirngsperioder. Nettoresultatet i disse tilfellene er hyppige brønnintervensjoner hvilket påvirker både brønnproduktivitet og feltprofiterbarhet. En metode for å avhjelpe denne type problem er gjenstand for og beskrevet i den tidligere publiserte WO 96/22451 som hovedsakelig angår adsorpsjon av mineralavleiringsinhibitoren på overflaten av reservoar-bergformasjonen som er mottakelig for mineralavleiirngsavsetning. I denne sistnevnte referansen blir det overflateaktive midlet valgt slik at mineralavleiringsinhibitorens retensjonsperiode på den således behandlede overflate forlenges, dvs den hastighet med hvilken inhibitoren oppløses av produsert vann reduseres og følgelig blir hyppigheten av brønnintervensjon redusert betraktelig.

En annen metode for å avhjelpe det samme problemet ved anvendelse av en vesentlig lik trykkinjisering-/brørmavstengningsteknikk for avleiringsbehandling er å utfelle mineralavleiringsinhibitoren av lav vannoppløselighet på den overflate som er mottakelig for avleiringsavsetning. En slik metode er beskrevet i US-A-4.357.248. Ifølge denne publikasjonen blir et underjordisk reservoar behandlet ved injisering deri av en selvreaktiv inhibitoroppløsning som senere utfeller en mineralavleiirngsinhibitor av lav vannoppløselighet på de relevante overflatene til reservoar-bergformasjonen. I denne prosessen blir en anionisk mineralavleiirngsinhibitor og et flerverdig kationsalt oppløst i en alkalisk vandig væske for oppnåelse av en oppløsning som inneholder både mineralavleiringsinhiberende anioner og flerverdige kationer som er innbyrdes oppløselige ved den alkaliske pH-verdien, men som ved en lavere pH-verdi og temperaturen i reservoaret utfelles som en mineralavleiringsinhiberende forbindelse som har en effektiv, men relativt lav vannoppløselighet. Minst én forbindelse som reagerer ved en relativt lav hastighet for å redusere den alkaliske oppløsningens pH-verdi oppløses også i oppløsningen. Den hastighet ved hvilken oppløsningens pH-verdi reduseres justeres ved å sørge for at sammensetningen og/eller konsentrasjonen av forbindelsene som er oppløst i oppløsningen korrelerer pH-reduksjonshastigheten med temperatur- og injeksjonsegenskapene til brønnen og reservoaret. Dette er den såkalte "utfellingspressmetoden" ("precipitation squeeze").

Det har nå blitt funnet at ved valg av et spesifikt overflateaktivt middel og ved å regulere den benyttede mengden av et slikt overflateaktivt middel så blir ikke bare yteevnen til utfellingspressmetoden betydelig forbedret, men denne forbedring er på overraskende måte langt overlegen i forhold til yteevnen til det samme overflateaktive midlet benyttet i en mineralavleiringspress-adsorpsjonsmetode.

Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebrakt en fremgangsmåte for minimalisering av antallet av trykkinjiseringer og brønnavstegninger som er nødvendig for å inhibere mineralavleiring og derved øke produksjonsmengden fra en oljebrønn ved anvendelse av utfellingspressmetoden ("precipitation squeeze"), hvor fremgangsmåten omfatter injisering i en oljebærende geologisk formasjon av en vannblandbar formulering omfattende:

(a) et vannblandbart overflateaktivt middel som befinner seg i væskeform,

(b) en oppløsning av et vannoppløselig metallsalt omfattende et flerverdig kation, og (c) en oppløsning av en vannblandbar mineralavleiringsinhiberende forbindelse omfattende en anionisk komponent som kan danne et mineralavleiringsinhiberende bunnfall in situ i nærvær av kationene i (b) ved injeksjon i den

geologiske formasjonen,

kjennetegnet ved at det overflateaktive midlet (a) er en glykoleter og minimumionekonsentrasjonen av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er 5.000 ppm basert på totalvekten av formuleringen, idet komponentene (a)-(c) innføres enten som en på forhånd dannet homogen enkeltsammensetning, eller samtidig i parallell eller sekvensielt i hvilken som helst rekkefølge, i den geologiske formasjonen for å utfelle den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen in situ på overflaten(e) av den geologiske reservoarformasjonen..

Glykoleteren er hensiktsmessig en alkylglykoleter hvor alkylgruppen kan være rett eller forgrenet og hensiktsmessig har 3-6 karoonatomer, fortrinnsvis 3-5 karbonatomer. Glykoletrene som kan benyttes er hensiktsmessig en monoalkyleter slik som f.eks n-butyltriglykoleter (også kjent som trietylenglykolmono-n-butyleter). Mer spesielt inkluderer disse glykoletrene blant annet én eller flere av

Etylenglykolmonoetyleter

Etylenglykolmono-n-propyleter

Etylenglykolmono-isopropyleter

Etylenglykolmono-n-butyleter

Etylenglykolmono-isobutyleter

Etylenglykolmono-2-butyleter

Etylenglykolmono-tert-butyleter

Dietylenglykolmono-n-propyleter

Dietylenglykolmono-isopropyleter

Dietylenglykolmono-n-ubtyleter

Dietylenglykolmono-isobutyleter

Dietylenglykolmono-2-butyleter

Dietylenglykolmono-tert-butyleter

Dietylenglykolmono-n-pentyleter

Dietylenglykolmono-2-metylbutyleter

Dietylenglykolmono-3-metylbutyleter

Dietylenglykolmono-2-pentyleter

Dietylenglykolmono-3-pentyleter

Dietylenglykolmono-tert-pentyleter

Trietylenglykolmonobutyleter(n-butyltirglykoleter)

Tetraetylenglykolmonobutyleter (n-butyltetraglykoleter) og

Pentaetylenglykolmonobutyleter (n-butylpentaglykoleter).

Det vannoppløselige metallsaltet (b) omfattende flerverdige kationer er hensiktsmessig et vannoppløselig salt av et metall fra gruppe II eller gruppe VI i det periodiske system. Mer spesielt er disse hensiktsmessig salter av ett eller flere metaller valgt fra kobber, kalsium, magnesium, sink, aluminium, jern, titan, zirkonium og krom. Siden saltene må være vannoppløselige er de fortrinnsvis halogenider, nitrater, formiater og acetater av disse metallene. Ved valg av relevant metall og det imidlertid passes på å sikre at betingelsene i bergformasjonen/den geologiske formasjonen ikke er slike at det forårsakes mineralavleiring av ett av disse metallene. Kalsiumklorid, magnesiumklorid eller blandinger derav er foretrukket. Oppløsningen av det vannoppløselige saltet er hensiktsmessig en vandig oppløsning.

Den vannblandbare mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) omfattende en anionisk komponent som i nærvær av kationer av (b) er i stand til å danne et mineralavleiringsinhiberende bunnfall in situ ved injeksjon i bergformasjonen kan være hvilke som helst av de som er velkjent innen teknikken. Bunnfallet som dannes in situ er spesielt effektivt med henblikk på å stoppe kalsium- og/eller bariumavleiring med terskelmengder i steden for støkiometriske mengder. Minimumionekonsentrasjonen (i det følgende "MIC") av den avleiringsinhiberende forbindelsen (c) som benyttes er minst 5.000 ppm basert på formuleringens totalvekt, og er hensiktsmessig minst 10.000 ppm, fortrinnsvis minst 12.000 ppm beregnet på vekt. Den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) kan være et vannoppløselig organisk molekyl som har minst to karboksyl- og/eller fosfonsyre- og/eller sulfonsyregrupper, f.eks 2-30 slike grupper. Den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er fortrinnsvis en oligomer eller en polymer, eller kan være en monomer som er minst én hydroksylgruppe og/eller aminonitrogenatom, spesielt i en hydroksykarboksylsyre eller hydroksy- eller amino-fosfonsyre, eller, sulfonsyre. Eksempler på forbindelser (c) er alifatiske fosfonsyrer med 2-50 karboner, slik som hydroksyetyldifosfonsyre, og aminoalkylfosfonsyrer, f.eks polyaminometylenfosfonater med 2-10 N-atomer f.eks hver bærende minst én metylenfosfonsyregruppe; og eksempler på sistnevnte er ytterligere beskrevet i publisert EP-A-479 462. Andre mineralavleiringsinhiberende forbindelser er polykarboksylsyrer slik som melkesyre eller vinsyre, og polymere anioniske forbindelser slik som polyvinylsulfonsyre og poly(met) akrylsyrer, eventuelt med minst noen fosfonyl- eller fosfinylgrupper som i fosfinylpolyakrylater. Mmeralavleiringsinhibitorene er hensiktsmessig i det minste delvis i form av deres alkalimetallsalter f.eks natriumsalter. En omfattende liste av slike kjemikalier er angitt i den tidligere publiserte EP-A-0 459 171. Mer spesielt innbefatter eksempler på (c) én eller flere av:

polyfosfinokarboksylsyrer

polyakrylsyrer

polymaleinsyrer

andre polykarboksylsyrer eller -anhydrider slik som f.eks

maleinsyreanhydrid, itakonsyre, fumarsyre, mesakonsyre og citrakonsyre, polyvinylsulfonater

ko- og terpolymerer av ovennevnte f.eks

polyvinylsulfonat-polyakrylsyre-kopolymerer

polyvinylsulfonat-polyalcrylsyre-polymaleinsyre-terpolymerer

polyvinylsulfonat-polyfosfinokarboksylsyre-kopolymerer,

fosfonater

poly(aminoetylenfosfonsyrer) slik som f.eks

aminotrimetylenfosfonsyre

etylendiamintetrametylenfosfonsyre

nitrilotri(metylenfosfonsyre)

dietylentirarninpenta(metylenfosfonsyre)

N,N'-bis(3-aminobis(metylenfosfonsyre)propyl)^^ 1 -hydroksyetyliden-1,1 -difosfonsyre

organofosfatestere slik som f.eks

fosfatestere av polyoler inneholdende én eller flere 2-hydroksyetylgrupper, og fosfometylerte polyaminer.

I det ovenstående er det angitt at en eller flere måter å regulere dannelsen av bunnfallet av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen in situ på er å regulere pH-verdien til oppløsningen av forbindelsen fra dens opprinnelige verdi ved hvilken verdi forbindelsen holder seg i oppløsning, til den ved hvilken pH-verdi da den in situ genererer et bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren når den kommer i kontakt med komponent (b). Dette kan gjennomføres på forskjellige måter. For eksempel, avhengig av typen av komponentene (a)-(c) som innføres i bergartformasjonen for å generere en oppløsning derav: i) Dersom, det vandige systemet som omgir bergformasjonen er relativt sterkt sur og derfor befinner seg ved en lav pH-verdi, så kan det være nødvendig at det i en slik bergformasjon injiseres oppløsninger av (b) og (c) som er relativt alkaliske og også opprettholde komponentene i en oppløst tilstand ved denne pH-verdien før injisering i bergformasjonen. Således, når de to oppløsningene kommer i kontakt med hverandre inne i bergformasjonen og under de rådende betingelser for pH-verdi og temperatur, avsetter de et bunnfall av niineralavleiirngsinhibitoren in situ på bergformasjonens overflate(er).

ii) Dersom, imidlertid, det vandige systemet som omgir bergformasjonen er relativt mindre sur eller endog alkalisk og derfor befinner seg ved en relativt høy pH-verdi, så kan det være nødvendig at det i en slik bergformasjon injiseres opp-løsninger av (b) og (c) som er relativt sure sterkt sure og også opprettholder komponentene i en oppløst tilstand ved denne pH-verdien før injisering i bergformasjonen. Således, når de to oppløsningene kommer i kontakt med hverandre inn i bergformasjonen og under de rådende betingelser for pH-verdi og temperatur, vil de også i dette tilfellet avsette et bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren in situ på bergformasjonens overflate(r).

Ved bruk av noen kombinasjoner av (b) og (c) spesielt når det vandige systemet som omgir bergformasjonn har en relativt mindre sur eller endog en alkalisk pH-verdi slik som den som er beskrevet i (ii) ovenfor, kan det være nødvendig at det i formasjonen injiseres en oppløsning av en ytterligere forbindelse som er varmefølsom og er i stand til å dekomponere under bergformasjonens termiske tilstander slik at det utvikles en basisk forbindelse og derved påvirkes den rådende pH-verdien i bergformasjonen slik at dannelsen av bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren in situ lettes. Eksempler på slike varmefølsomme forbindelser innbefatter urea og derivater derav.

Ifølge en spesiell utførelse av oppfinnelsen tilveiebringes således en formulering som i et vandig medium omfatter: (d) minst ett overflateaktivt middel omfattende n-butyltriglykoleter i en mengde i

området 1-45 % vekt/vekt av den totale formuleringen,

(e) en oppløsning av et vannoppløselig metallsalt omfattende et flerverdig kation, og (f) en oppløsning av en vannblandbar mineralavleiringsinhiberende forbindelse i en mengde i området 1-25 % vekt/vekt av den totale formuleringen og omfattende en anionisk komponent som er i stand til å danne det mineralavleiringsinhiberende bunnfallet in situ i nærvær av kationene av (e) ved injeksjon i en bergformasjon, kjennetegnet ved at minimurnionekonsentrasjonen av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (f) i formuleringen er 5.000 ppm basert på formuleringens totalvekt.

Det vil være klart at når komponentene i formuleringen kan innføres samtidig, men separat, eller, sekvensielt, eller som en på forhånd dannet enkeltsammensetning så bør det passes på at det ved valg av komponentene sikres at de ikke danner noen betydelige mengder av et bunnfall, spesielt av mineralavleiringsinhibitoren. I den sekvensielle innføring av komponenter (a), (b) og (c) kan den injiserte glykoleteren (a), i det fleste tilfeller, "bevege seg" ved en lavere hastighet enn de rnineralavleiringsinhibitor-dannende komponentene (b) og (c). I et slikt tilfelle kan det benyttes et dobbeltplugg-utplasseringssystem. En plugg av glykoleter (a) kan for eksempel først injiseres i formasjonen, fulgt av en plugg av mineralavleiringsinhibitordannende komponenter (b) og (c). De to pluggene kan deretter overskylles inn i det nærliggende brønnhullet på den vanlige måten at det utføres mineralavleiringspressbehandlinger. Et avstandsmateriale av sjøvann kan eventuelt plasseres mellom de to pluggene i hovedbehandlingen, og i dette tilfellet kan overskyllingen gis en slik størrelse at det oppnås blanding av de to pluggene i reservoaret (under antakelse av at de relative hastighetene til glykoleteren (a) og de mineralavleiringsinhibitordannende komponentene (b) og (c) er kjent). Det er foretrukket at hver av komponentene som benyttes i seg selv er homogene og også er vannblandbare.

Det overflateaktive midlet er således hensiktsmessig tilstede i formuleringen i en mengde varierende fra 1 til 45 vekt-%, fortrinnsvis fra 5 til 25 vekt-%, mer foretrukket fra 5 til 15 vekt-%. I foreliggende oppfinnelse er det mulig å benytte biproduktstrømmer fra glykoleterproduksjonsprosesser som inneholder en høy andel av glykoletere slik som f.eks n-butyltriglykoleter. En slik biproduktstrøm omfatter ca 75 % vekt/vekt av n-butyltriglykoleter, ca 2,5 % vekt/vekt av n-butyldiglykoleter, ca 19 % av n-butyltetraglykoleter og ca 2 % av n-butylpentaglykoleter. De relative mengdeforholdene av komponenter (a)-(c) i formuleringen kan variere innenfor brede områder avhengig av om komponentene innføres i bergformasjonen samtidig, sekvensielt eller som en på forhånd dannet enkeltsammensetning i overensstemmelse med nødvendigheten av å opprettholde homogenitet før injisering derav i bergformasjonen. For eksempel, ved relativt høyere konsentrasjoner av det overflateaktive midlet eller ved relativt høyere temperaturer eller ekstremt lave temperaturer, er det mulig at en på forhånd dannet formulering mister sin homogenitet på grunn av redusert oppløselighet av en eller flere av komponentene i formuleringen under disse betingelsene. I slike tilfeller kan små mengder av et løsningsmiddel slik som f.eks en lavere alifatisk alkohol, spesielt metanol eller etanol, enten tilsettes til den inhomogene, på forhånd dannede formuleringen eller benyttes for delvis å erstatte det overflateaktive midlet i formuleringen for å gjenopprette formuleringens homogenitet.

De homogene, på forhånd dannede formuleringene ifølge foreliggende oppfinnelse kan således i tillegg til glykoleteren inneholde et ko-oppløsningsmiddel slik som f.eks en lavere alifatisk alkohol, spesielt metanol eller etanol.

Det vandige mediet i formuleringen kan være fra ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produsert vann eller formasjonsvann, med en total saltholdighet på f.eks 0-250 g/l slik som 5-50 g/l og kan ha en pH-verdi i området 0,5-9. Når sjøvann benyttes kan formuleringen ha en sterkt sur pH-verdi i området fra 0,1 til 1,5 dersom det benyttes en sterkt sur mineralavleiringsinhiberende forbindelse (c). I slike tilfeller kan det være nødvendig å nøytralisere formuleringens sumet ved bruk av et alkalimetallhydroksid, spesielt natriumhydroksid, kaliumhydroksid eller litiumhydroksid for å sikre formuleringens homogenitet. Det har f.eks blitt funnet at bruk av litiumhydroksid som et nøytraliseringsmiddel i steden for de andre alkalimetallhydroksidene sørger for toleranse for relativt høyere nivåer av det overflateaktive midlet i formuleringen når det er nødvendig å opprettholde formuleringens homogenitet.

Mengden av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen som benyttes er minst 5.000 ppm, hensiktsmessig minst 10.000 ppm, og er i området 1-25 % vekt/vekt av den totale formulering, hensiktsmessig fra 5 til 15 % vekt/vekt, fortrinnsvis fra 6 til 10 % vekt/vekt. Innenfor disse grensene vil den benyttede mengden avhenge av typen av benyttet kjemikalium og dets tilsiktede formål, typen av bergformasjon og at det er forenelig med komponentene i formuleringen ved å være blandbar og homogen.

Det er viktig med foreliggende formuleringer at de forblir klare og stabile over et temperaturområde fra omgivelsestemperatur til i det minste ca 45°C. Innenfor konsentrasjonsområdene for komponentene spesifisert i det ovenstående er det imidlertid mulig å tenke seg formuleringer som forblir stabile over et mye bredere temperaturområde, f.eks fra omgivelsestemperatur til temperaturen i produksjons-brønnen (f.eks fra 90 til ca 150°C, spesielt omkring 110°C) i hvilken formuleringen innføres. Når komponentene i formuleringen injiseres under trykk i produksjonsbrønnen eller bergformasjonen enten som en på forhånd dannet formulerings, samtidig eller sekvensielt, vil i foreliggende oppfinnelse mineralavleiringsinhibitorene utfelles in situ på overflaten(e) i reservoar-bergformasjonen og vil bibeholdes i relativt lange tidsperioder. Ved anvendelse av et relativt lite molekyl slik som en glykoleter, spesielt en C3-C6(alkyl)triglykoeter som det overflateaktive midlet, unngås bruk av store molekyler av overflateaktivt middel (med >C6 alkylgrupper) og derved minimaliseres eventuell risiko for at det dannes aggregater av overflateaktivt middel hvilke aggregater videre ville kunne resultere i emulsjoner av høy viskositet som forårsaker blokkering av brønnene.

En slik formulering kan således i tillegg til andre komponenter inneholde slike som (x) andre produksjonskjemikalier eller (y) ko-oppløsningsmidler som, når det er nødvendig, gjør at formuleringen kan forbli stabil ved relativt høyere temperaturer eller når det overflateaktive midlet anvendes i konsentrasjoner i det øvre kvartil av det spesifiserte området. Slike formuleringer bør imidlertid være vesentlig frie for vannublandbare komponenter.

Foreliggende på forhånd dannede homogene formuleringer kan, når slike anvendes, hensiktsmessig tilberedes ved tilsetning av den overflateaktive glykoleteren (a) til en vandig oppløsning av de mineralavleiringsinhibitordannende komponentene (b) og (c) fulgt av forsiktig blanding. Dersom materialet som tilberedes innledningsvis er uklart da vil mindre justeringer av de relative mengdeforhold av bestanddelene eller en endring i typen eller mengden av det benyttede ko-oppløsingsmidlet eller temperaturen være nødvendig. Deres viskositet er hensiktsmessig slik at de ved reservoartemperaturen, f.eks ved 100°C, er lette å pumpe ned gjennom borehullet. Foreliggende på forhånd dannede formuleringer kan fremstilles via et konsentrat av bestanddeler (a), (b) og (c), som kan transporteres som sådan til bruksstedet, der det blandes med det vandige mediet i passende mengdeforhold for oppnåelse av den ønskede homogeniteten og i hvilket kjemikaliet har blitt oppløst. Komponentene kan injiseres, hensiktsmessig under trykk, inn i en oljebærende sone, f.eks bergformasjon, via en produserende brønn f.eks ned gjennom kjernen, fulgt av en separat væske for å presse komponentene i formuleringen inn i den oljebærende sonen; væsken kan benyttes som en overskylling og kan være sjøvann eller dieselolje. Komponentene i formuleringen blir da etterlatt (blir "avstengt") i den oljebærende sonen mens oljeproduksjonen stoppes midlertidig. En ønsket avstegningsperiode er 5-50 timer, f.eks 10-30 timer. I løpet av denne prosessen vil de injiserte komponentene i formuleringen perkolere gjennom den oljebærende sonen under injeksjonstrykket. I avstegningsperioden kommer de injiserte komponentene i formuleringen i kontakt med reservoarfluider og danner in situ et bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren som avsettes på overflaten(e) av reservoar-bergformasjonen. Dette er den såkalte "utfellingspressmetode"-effekten og dette bunnfallet inhiberer mineralavleiirngsavsetning og blir videre ikke lett vasket ut ved innvirkning av produksjonsvannet hvorved det derved opprettholdes kontinuerlig oljeutvinning fra slike soner. Etter denne perioden kan oljeproduksjonen gjenoppstartes. I dette tilfellet vil oljeproduksjonsmengden innledningsvis være høy og dette vil også inneholdet av oppløselig kalsium i det produserte vannet. Over tid, f.eks flere måneder, kan produksjonsmengden avta og mineralavleiringsinhibitoirnnholdet i produksjonsvannet kan også avta hvilket vil være tegn på mulige mineralavleiringsproblemer i bergformasjonen, hvorved produksjonen kan stoppes og frisk aliquot av formuleringens komponenter injiseres i brønnen. Lignende metoder kan anvendes for oppnåelse av asfalteninhibering, voksinhibering eller -dispergering og hydrogensulfidfjerning, mens for korrosjons- og gasshydratinhibering blir formuleringen vanligvis injisert kontinuerlig ned gjennom hullet. Et ytterligere trekk ved foreliggende formuleringer er at når det anvendes et bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren så blir olje og glykoleteren utvunnet ved overflaten, dvs over grunnivå, etter den ovennevnte prosedyren med utfellingspressmetoden og ved etterfølgende avkjøling derav vil mesteparten av glykoleteren gå inn i den vandige fasen snarere enn oljefasen til denne sammensetningen. Glykoleteren forårsaker således ikke noen problemer hverken i etterfølgende produksjons- eller raffineringsoperasjoner slik som f.eks å bidra til eventuell uklarhetsdannelse i drivstoffer på grunn av tilstedeværelsen av oppløseliggjort vann i glykoleteren. Dessuten, dersom den separerte vandige fasen deponeres i sjøen så kan bionedbrytningen av oppløst glykoleter skje relativt hurtig i sjøens termallag og derved minimalisere forurensning. Videre, foreliggende formuleringer kan øke mineralavleiringsinhibitorens effektivitet minst to-ganger slik at det vanligvis vil være nødvendig med mindre kjemikalie pr år og borestansen som skyldes tilføringen av kjemikaliet og brønnavstegningen ville også bli tilsvarende redusert og derved øke produksjonsmengden.

Fremgangsmåten kan utføres like effektivt ved injisering av komponentene i formuleringen sekvensielt i produksjonsbrønnen.

Foreliggende oppfinnelse illustreres i de følgende eksemplene.

Eksempel 1

1.1 Utfellingspress ("precipitation squeez") -teknikken for inhibering av mineralavleiirngsavsetning ble testet ut i et sett av laboratorie-kjerneover-flømmingsforsøk. Den generelle prosedyren var som følger: en kjerneplugg (3,8 cm x

15,25 cm, oppnådd ved prøvetakning fra Brent Group, Forties Field, sandsten) for å simulere en bergformasjon i en oljebrønn, ble montert i en kjerneholder av Hassler-typen. Denne ble på blandbar måte renset med en sekvens av oppløsningsmidler inkludert metanol, toluen og vann ved omgivelsestemperatur. Den monterte kjernepluggen ble deretter mettet med formasjonssaltoppløsning og permeabilitet til saltoppløsning ved romtemperatur ble målt. Pluggen ble deretter mettet med avgasset råolje (ex Forties Field, Nordsjøen) og oppvarmet til 107°C, og hensatt ved denne temperaturen i 24 timer. En vannflømming i lav hastighet ble utført ved denne temperaturen for å gjenopprette kjernepluggen til restoljemetning (SOT) det vil si at det ikke kunne ekstraheres mer olje. Kjernepluggen ble deretter avkjølt til romtemperatur. To porevolumer av en 15 vekt-% oppløsning av en glykoleterblanding, PCP 96-44 (se nedenfor med hensyn til sammensetning av glykoleterblandingen), i sjøvann ble deretter injisert i kjernepluggen. Pluggens temperatur ble deretter hevet på nytt til 107°C og pluggen hensatt ved denne temperaturen i 6 timer. Deretter ble 8 porevolumdeler av en plugg av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) blandet med metallsaltet (b) oppløst i sjøvann, injisert ved temperatur og kjernen hensatt avstengt ("shut-in") ved temperatur i ytterligere 12 timer. Etter avstegning ble kjernen etterspylt med sjøvann. Resultatene fra kjerneflømmingen er angitt i nedenstående tabell:

Spesielt var den benyttede kjerneinhiberende forbindelsen (c) Dequest®2060S<*> (ex Monsanto som er en oppløsning av dietylentiraminpentametylenfosfonsyre), oppløst i sjøvann. For utfellingsproduktet var konsentrasjonen av den kjerneinhiberende forbindelsen (c) 12.628 ppm av aktiv inhiberende forbindelse og 2.000 ppm av kalsiumion (b) som CaCl2-6H20 ble tilsatt for å bevirke utfelling. Kalsiumtilsetningen ble fulgt av justering av pH-verdien til 4,0.1 tilfellet for utfellingsbasislinjen (kontroll) var konsentrasjonen av den aktive inhiberende forbindelsen 12.000 ppm ved pH 4,5. En ytterligere test ble også utført for å sammenligne ytelsen til foreliggende fremgangsmåte (i det følgende forkortet som "forsterket") med den konvensjonelt benyttede adsorpsjonsmetoden. For adsorpsjonsmetoden ble den samme Dequest® 2060S-mineralavleiringsinhiberende forbindelsen benyttet, men ved en aktiv konsentrasjon på 12.000 ppm ved pH 2, for oppnåelse av en adsorpsjonsbasislinje. Det skal påpekes at den lavere verdien pH 2 for adsorpsjonsbasislinjen faktisk begunstiger den forøkede retensjonen av mineralavleiringsinhibitoren sammenlignet med den relativt høyere pH-verdien benyttet i foreliggende fremgangsmåte. Saltoppløsningen for etterspyling besto av:

Det overflateaktive midlet PCP 96-44 hadde følgende sammensetning:

Forbedringen som oppnås ved foreliggende fremgangsmåte kan oppsummeres som funksjon av minimum inhibitorkonsentrasjon som vist nedenfor:

Eksempel 2

Utfellingspressteknikken for inhibering av mineralavleiirngsavsetning ble testet ut i et sett av laboratorie-kjemeflømmingsforsøk. Den generelle prosedyren var som følger. En kjerneplugg (2,54 cm x 7,62 cm, oppnådd ved prøvetakning fra Magnus Main-sandsten) for å simulere en bergformasjon i en oljebrønn, ble montert i en kjerneholder av Hassler-typen. Denne ble renset med en sekvens av milde oppløsningsmidler inkludert vekselvis injeksjon av toluen og metanol ved omgivelsestemperatur for å fjerne eventuelle hydrokarboner eller polare komponenter som befant seg i kjerneprøven. Den anrikede saltoppløsningen ble injisert i kjernen ved 120 ml/time og den resulterende avløpsstrømmen underkastet prøvetakning i 2 ml atiquoter. Den monterte kjernepluggen ble deretter mettet med Magnus-formasjonssaltoppløsning ved 120 ml/time i 3 timer og permeabiliteten for saltoppløsning ved romtemperatur ble målt. Magnus-formasjons-saltoppløsningen ble anriket med 50 ppm litiumsporstoff for å bestemme kjerneprøvens rene ("clean") porevolum. En plotting av den normaliserte litiumkonsentrasjonen ble deretter benyttet for å bestemme det effektive porevolumet ved bestemmelse av volumet av injisert saltoppløsning da litiumkonsentrasjonen befant seg ved halvparten av den normaliserte verdien, og subtraksjon av systemets kjente dødvolum. Kjernens absolutte væskepermeabilitet ble bestemt ved oppvarming av kjernen til 116°C og deretter ved flømming av kjerneprøven ved 0,30,60,90 og 120 ml/time. Kurvehellingen for differensialtrykket over kjernen mot strømningshastigheten ble benyttet for å beregne permeabilitet ifølge Darcy's likning, K = A AP/L(i. Pluggen ble deretter mettet med avgasset råolje (ex Magnus Field, Nordsjøen, filtrert og avgasset) ved injisering av oljen i prøven ved 120 ml/time i en periode på 1 time oppvarmet til 116°C og hensatt ved denne temperaturen i 24 timer. Permeabiliteten overfor olje (ved Swc) ble deretter målt ved bruk av samme prosedyre som angitt ovenfor. Råoljen ble fortrengt fra kjernen ved flømming med Magnus-formasjonsvann ved reserveartemperatur (116°C) og ved en strømningshastighet på 120 ml/time. Det ble deretter foretatt en permeabilitetsmåling av Sot. To porevolumdeler av en 15 vekt-% oppløsning av det pressforsterkende overflateaktive midlet ESP2000 (som er en glykoleterblanding, også kjent som PCP-96-44, identifisert ovenfor) ble deretter injisert i kjernepluggprøven ved bruk av syntetisk sjøvann som spesifisert ovenfor. Kjernepluggen ble deretter avkjølt til 80°C over en periode på minst 18 timer. En 2,5 vekt-% sjøvannsoppløsning av aktiv Scaletreat® XL14FD (en aktiv polymaleat-mineralavleiringsinhibitor, ex TR Oil Services Ltd, Dyce, Aberdeen) ble injisert i kjernen ved 60 ml/time. Innløpsledningene ble spylt rene og tappet opp til kjernes frontside med tilbakestrøm (også kjent som "etterspyling") saltoppløsningen (50:50 formasjonsvann:sjøvann) før økning av ovnstemperaturen til 116°C. Fluidene inne i kjerneprøven ble deretter innesperret i 24 timer. Inhiberings-oppløsningen ble anriket med et 50 ppm litiumsporstoff for å sørge for bestemmelse av det effektive væskeporevolumet ved dette trinnet i forsøket. Etter innesperringen ble kjernen etterspylt med en 50:50 formasjonsvann:sjøvann-blanding (tilbakestrømssalt-oppløsning) som ble injisert i kjernen ved 60 ml/time for ca 2.400 volumdeler. Permeabiliteten overfor 50:50 saltoppløsning ble deretter bestemt ved anvendelse av samme prosedyre som før. Kjernen ble flømmet med råolje ved 120 ml/time i 1 time; permeabiliteten overfor olje ble deretter bestemt. Ved fullføring av tilbakestrømningen ("etterspyling"), ble prøven renset på nytt ved anvendelse av toluen og metanol, og mettet med Magnus-formasjonsvann; den sluttelige permeabiliteten overfor formasjonsvann ble deretter målt. Etter permeabilitetsmåling ble metanol ført gjennom prøven, før apparatet ble demonert, hvorved kjerneprøven ble fjernet og tørket. Analyse med scanning-elektronmikroskop (SEM) ble utført på prøven etter testen, og sammenlignet med prøven før testen. Pluggens oppstrømsfrontside fra den aktuelle testprøven ble benyttet som ettertest-prøvemateriale. Prøvestykkene ble montert på standard aluminiumholdere ved bruk av kolloidal grafitt som sement, med de nybrutte flatene

øverst. De friske prøveflatene ble detter belagt med gull ved anvendelse av en sputtring-belegger. Mikrofotografier ble tatt under sekundære elektron (SE)- og tilbakespredning-elektron (BSE)-avbildningsbetingelser. Faseidentifisering ble ordnet ved bruk av dispers røntgen (EDX) energianalyse. Resultatene av kjerneflømmingen er angitt i nedenstående tabell: Spesielt var den benyttede mineralavleiringsinhiberende forbindelsen en merkevare-formulering Scaletreat® XL14FD (som genererte et aktivt polymaleat in situ) som følger: oppløsningene av maleatet og et kalsiumklorid av lav surhetsgrad ble injisert i bergformasjonen. Deretter ble en termisk dekomponerbar forbindelse, urea, innført i bergformasjonen som dekomponerte under de rådende temperarurbetingelsene i bergformasjonen og derved utviklet en basisk forbindelse som hevet oppløsningenes

pH-verdi og utviklet et bunnfall av den aktive polymaleatforbindelsen in situ. Tilstede i de benyttede saltoppløsningene var de i nedenstående tabell angitte ioner:

Merk: Fe<2+> konsentrasjonen i hvert tilfelle var 0

Sulfat ble fjernet fra det benyttede sjøvannet for dannelse av 50:50 (formasjonsvann:sjøvann) -saltoppløsningen, og erstattet med like antall mol NaCl.

Saltoppløsninger ble avgasset før pH-justering til en verdi på 6,1.

K.TERNEFLØMMINGSRESULTATER

Forbedringen som oppnås ved foreliggende fremgangsmåte kan oppsummeres som en funksjon av minimum inhibitorkonsentrasjon som vist i det nedenstående:

Permeabilitetsmålingene som ble utført under dette arbeidet ble utregnet som gjennom-snitt over tallrike strømningsmengder. Resultatene er angitt i ovenstående tabell 2. Den innledende permeabiliteten overfor saltoppløsning i den rene prøven ble målt ved 98 mD (representerer milli-Darcy). Denne verdien falt til 27 mD ved resterende olje-metning før inhibitortilførsel, i overensstemmelse med det som var forventet. Ved fullføring av testens tilbakestrørnningstrinn hadde denne verdien steget til 69 mD. Denne stigningen skyldtes sannsynligvis fjerningen av en mindre mengde råolje fra prøven under inhibitortilførsel. Ved fullføring av testen ble det funnet at permeabiliteten overfor saltoppløsning i den på ny rensede prøven var 86 mD.

Det ble også foretatt to oljepermeabilitetsmålinger under kjerneflømmingen. Den første av disse, tatt ved adhesjonsvannmetning, ble målt som 30 mD. Ved restoljemetning, ved slutten av testen, hadde permeabiliteten overfor olje falt til 21 mD.

Analyse av permeabilitetsmålingene viser at det har foregått en liten reduksjon i væskepermeabilitet som et resultat av testarbeidet. Det synes sannsynlig at den reduksjon i permeabilitet som sees har forekommet som et resultat av barryttavleiringsavsetning inne i testprøven. Denne teorien understøttes av SEM-analyse av ettertestprøven. Avleiringsavsetning kan ha funnet sted ved slutten av testens tilbakestrømningsfase, når inhibitorkonsentrasjonen faller under minimuminhibitorkonsentrasjonen (MIC) for mineralavleiringsomgivelsene. Permeabilitetsreduksjonen kan derfor anses som et artefakt ved testmetodikken siden ytterligere pressbehandlinger under feltforhold ville hindre at slike tilstander oppstår.

Testens resultater viser at trykkinjiseringsvarigheten ("squezze liftetime") ved høye og lave MIC-verdier har blitt doblet ved inkorporering av ESP2000 i testprosedyren. Ved kombinasjon av det trykkinjiserforsterkende kjemikaliet med den forsterkede utfellings-mineralavleiringsinhibitoren, basert på en MIC på 10 ppm aktivt stoff, så ble det nådd en varighet av størrelsesorden 6 ganger den til den konvensjonelle behandlingen med kun adsorpsjon.

Claims (34)

1. Fremgangsmåte for minimalisering av antallet av trykkinjiseringer og brønnavstegninger som er nødvendig for å inhibere mineralavleiring og derved øke produksjonsmengden fra en oljebrønn ved anvendelse av utfellingspressmetoden ("precipitation squeeze"), hvor fremgangsmåten omfatter injisering i en oljebærende geologisk formasjon av en vannblandbar formulering omfattende: (d) et vannblandbart overflateaktivt middel som befinner seg i væskeform, (e) en oppløsning av et vannoppløselig metallsalt omfattende et flerverdig kation, og (f) en oppløsning av en vannblandbar mmeralavleiringsinhiberende forbindelse omfattende en anionisk komponent som kan danne et mineralavleiringsinhiberende bunnfall in situ i nærvær av kationene i (b) ved injeksjon i den geologiske formasjonen, karakterisert ved at det overflateaktive midlet (a) er en glykoleter og minimumionekonsentrasjonen av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er 5.000 ppm basert på totalvekten av formuleringen, idet komponentene (a)-(c) innføres enten som en på forhånd dannet homogen enkeltsammensetning, eller samtidig i parallell eller sekvensielt i hvilken som helst rekkefølge, i den geologiske formasjonen for å utfelle den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen in situ på overflaten(e) av den geologiske reservoarformasjonen..

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at glykoleteren er en alkylglykoleter hvor alkylgruppen er rettkjedet eller forgrenet og har 3-6 karbonatomer.

3. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at glykoleteren omfatter en eller flere etere valgt fra: Etylenglykolmonoetyleter Etylenglykolmono-n-propyleter Etylenglykolmono-isopropyleter Etylenglykolmono-n-butyleter Etylenglykolmono-isobutyleter Etylenglykolmono-2-butyleter Etylenglykolmono-tert-butyleter Dietylenglykolmono-n-propyleter Dietylenglykolmono-isopropyleter Dietylenglykolmono-n-ubtyleter Dietylenglykolmono-isobutyleter Dietylenglykolmono-2-butyleter Dietylenglykolmono-tert-butyleter Dietylenglykolmono-n-pentyleter Dietylenglykolmono-2-metylbutyleter Dietylenglykolmono-3-metylbutyleter Dietylenglykolmono-2-pentyleter Dietylenglykolmono-3-pentyleter Dietylenglykolmono-tert-pentyleter Trietylenglykolmonobutyleter(n-butyltriglykoleter) Tetraetylenglykolmonobutyleter (n-butyltetraglykoleter) og Pcntaetylenglykolmonobutyleter (n-butylpentagtykoleter).

4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det vannoppløselige metallsaltet (b) omfattende flerverdige kationer er et salt av et metall fra gruppe II eller gruppe VI i det periodiske system.

5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det vannoppløselige metallsaltet (b) er et salt av ett eller flere metaller valgt fra kobber, kalsium, magnesium, sink, aluminium, jem, titan, zirkonium og krom.

6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det vannoppløselige metallsaltet (b) velges fra halogenidene, nitratene, formeatene og acetatene av metallene.

7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at det vannoppløselige metallsaltet (b) er kalsiumklorid, magnesiumklorid eller blandinger derav.

8. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at oppløsningen av det vannoppløselige metallsaltet (b) er en vandig oppløsning.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den vannblandbare mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) omfattende en anionisk komponent som i nærvær av kationene i (b) er i stand til å danne et mineralavleiringsinhiberende bunnfall in situ ved injeksjon i bergformasjonen, er et vannoppløselig organisk molekyl som har minst to (i) karboksylsyregrupper og/eller (ii) fosfonsyregrupper og/eller (iii) sulfonsyregrupper.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, karakterisert ved at forbindelse (c) har 2-30 karboksylsyre- og/eller fosfonsyre- og/eller sulfonsyregrupper.

11. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er en oligomer eller en polymer, eller er en monomer med minst en hydroksylgruppe og/eller aminonitrogenatom.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, karakterisert ved at forbindelse (c) er en hydroksykarboksylsyre, en hydroksy- eller amino-fosfonsyre, eller en sulfonsyre.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at forbindelse (c) velges fra én eller flere av: polyfosfinokarboksylsyrer polyakrylsyrer polymaleinsyrer andre polykarboksylsyrer eller -anhydrider polyvinylsulfonater og ko- og terrpolymerer derav, fosfonater, poly(aminoetylenfosfonsyrer)

1 -hydroksyetyliden-1,1 -difosfonsyre organofosfatestere og fosfometylerte polyaminer.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at forbindelse (c) velges fra en eller flere av: melkesyre, sitronsyre, vinsyre, maleinsyreanhydrid, itakonsyre, fumarsyre, mesakonsyre, citrakonsyre, polyvinylsulfonat-polyakrylsyre-kopolymerer, polyvinylsulfonat-polyakrylsyre-polymaleinsyre-terrpolymerer, polyvinylsulfonat-polyfosfinokarboksylsyre-kopolymerer, arninotrimetylenfosfonsyre, etylendiamintetrametylenfosfonsyre, niMlotri(metylenfosfonsyre), dietylentriaminpenta(metylenfosfonsyre), N,N'-bis(3-aminobis(metylenfosfonsyre)propyl)etylendiamin-bis(metylenfosfonsyre) og fosfatestere av polyoler inneholdende én eller flere 2-hydroksyetylgrupper.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, karakterisert ved at forbindelse (c) er en alifatisk fosfonsyre med 2-50 karboner.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 15, karakterisert ved at forbindelse (c) er et polyaminometylenfosfonat med 2-10 N-atomer hver hvor hvert av nitrogenatomene eventuelt bærer minst én metylenfosfonsyregruppe.

17. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er i det minste delvis i form av dens alkalimetallsalt.

18. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at minimumionekonsentrasjonen (i det følgende "MIC") av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (c) er minst 10.000 ppm basert på formuleringens totalvekt.

19. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringens pH-verdi reguleres slik at komponentene i formuleringen, før innføring derav i bergformasjonen, er i oppløsning mens oppløsningens pH-verdi, ved injeksjon i bergformasjonen og under betingelsene for pH og temperatur som råder eller skaps i nevnte formasjon, varierer til en verdi slik at det in situ utvikles et bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren når forbindelse (c) er i kontakt med forbindelse (b).

20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert ved at a. oppløsningen omfattende forbindelser (b) og (c) i formuleringen er sterkt sur, og b. det vandige systemet som omgir bergformasjonen har en relativt mindre sur eller en alkalisk pH-verdi som er utilstrekkelig til å muliggjøre utfelling av mineralavleiringsinhibitoren in situ ved injeksjon av formuleringen i bergformasjonen, hvorved c. det i bergformasjonen injiseres en oppløsning av en ytterligere forbindelse som er varmefølsom og er i stand til å dekomponere under de termiske betingelsene i bergformasjonen slik at det utvikles en basisk forbindelse som derved innvirker på den rådende pH-verdien i bergformasjonen for derved å lette dannelsen av bunnfall av mineralavleiringsinhibitoren in situ.

21. Fremgangsmåte ifølge krav 20, karakterisert ved at den varmefølsomme forbindelsen er urea eller derivater derav.

22. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at komponenter (a), (b) og (c) innføres sekvensielt i bergformasjonen slik at en plugg av glykoleter (a) først injiseres i formasjonen fulgt av en plugg av mineralavleiringsinhibitordannende komponenter (b) og (c), eventuelt ved anbringelse av et avstandselement av sjøvann mellom de to pluggene i hovedbehandlingen.

23. Formulering som i et vandig medium omfatter (g) minst ett overflateaktivt middel omfattende n-butyltriglykoleter i en mengde i området 1-45 % vekt/vekt av den totale formuleringen, (h) en oppløsning av et vannoppløselig metallsalt omfattende et flerverdig kation, og (i) en oppløsning av en vannblandbar mineralavleiringsinhiberende forbindelse i en mengde i området 1-25 % vekt/vekt av den totale formuleringen og omfattende en anionisk komponent som er i stand til å danne det mineralavleiringsinhiberende bunnfallet in situ i nærvær av kationene av (e) ved injeksjon i en bergformasjon, karakterisert ved at minimumionekonsentrasjonen av den mineralavleiringsinhiberende forbindelsen (f) i formuleringen er 5.000 ppm basert på formuleringens totalvekt.

24. Formulering ifølge krav 23, karakterisert ved at det overflateaktive midlet (d) er tilstede i formuleringen i en mengde varierende fra 1 til 45 vekt-%.

25. Formulering ifølge krav 23, karakterisert ved at det overflateaktive midlet (d) er en biproduktstrøm fra en glykoleterproduksjonsprosess, hvilken strøm inneholder en høy andel av en n-alkyltriglykoleter.

26. Formulering ifølge 23, karakterisert ved at n-alkyltri-glykoleteren er n-butyltriglykoleter og at biproduktstrømmen omfatter ca 75 % vekt/vekt av n-butyltriglykoleter, ca 2,5 % vekt/vekt av butyldiglykoleter, ca 19 % av butyltetraglykoleter og ca 2 % av butylpentaglykoleter.

27. Formulering ifølge hvilket som helst av de foregående krav 23-26, karakterisert ved at formuleringen er en homogen oppløsning som eventuelt omfatter små mengder av et oppløsningsmiddel for opprettholdelse av oppløsningens homogenitet under lagring og transport derav.

28. Formulering ifølge krav 27, karakterisert ved at oppløsningsmidlet er en lavere alifatisk alkohol som er tilstede i en mengde som er tilstrekkelig til å opprettholde formuleringens homogenitet i oppløsning.

29. Formulering ifølge krav 26 eller 27, karakterisert ved at det oppløsningsmidlet er metanol eller etanol.

30. Formulering ifølge hvilket som helst av de foregående krav 23-29, karakterisert ved at det vandige mediet i formuleringen er avledet fra ferskvann, ledningsvann, elvevann, sjøvann, produsert vann eller formasjonsvann, med en total saltholdighet varierende fira 0 til 250 g/l.

31. Formulering ifølge krav 30, karakterisert ved at det vandige mediets saltholdighet er fra 5 til 50 g/l.

32. Formulering ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at formuleringen i vandig medium har en pH-verdi i området fra 0,5 til 9.

33. Formulering ifølge hvilket som helst av de foregående krav 23-32, karakterisert ved at mengden av den benyttede mineralavleiringsinhiberende forbindelsen er minst 5.000 ppm og er i området fra 1 til 25 % vekt/vekt av den totale formuleringen.

34. Formulering ifølge hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at mengden av den benyttede mineralavleiringsinhiberende forbindlsen er minst 5.000 ppm og er i området fra 5 til 15 % vekt/vekt av den totale formuleringen.