NO337456B1

NO337456B1 - Fremgangsmåte for å hindre korrosjon ved underjordiske behandlingsoperasjoner og sur behandlingsvæske til bruk ved utførelse av fremgangsmåten

Info

Publication number: NO337456B1
Application number: NO20063799A
Authority: NO
Inventors: Juanita M Cassidy; Jim L Lane; Chad E Kiser
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2004-02-27
Filing date: 2006-08-25
Publication date: 2016-04-18
Also published as: US7073588B2; US7163056B2; WO2005083026A2; US7846879B2; US20060201676A1; US20050189113A1; EP1718713A2; WO2005083026A3; DK1718713T3; NO20063799L; US20060205609A1; EP1718713B1

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en syreholdig behandlingsvæske som angitt i ingressen til patentkrav 1. I henhold til et annet aspekt angår den en fremgangsmåte for korrosjonsbeskyttelse som angitt i ingressen til patentkrav 17.1 henhold til et ytterligere aspekt angår oppfinnelsen en fremgangsmåte for reduksjon av slamdannelse som angitt i patentkrav 21. Endelig omhandler den en fremgangsmåte for å hindre dannelse av emulsjoner som angitt i ingressen til patentkrav 25.

Bakgrunn

Syreholdige behandlingsvæsker er kjent å bruke ved underjordiske operasjoner. En slik syre-operasjon er syrestimulerende behandling ved hvilken en underjordisk formasjon blir behandlet med syreholdige væsker for å stimulere produksjonen av hydrokarboner. Slike syrestimulerende behandlinger kan ofte bli utført som "matriks syrebehandlende" prosesser eller som "sure fraktureringsoperasjoner". Ved typiske matrikssyrebehandlende prosesser blir en syreholdig behandlingsvæske injisert fra brønnen inn i formasjonen med en rate og et trykk som er lavere en hva som kreves for å danne sprekker i formasjonen. Syren trenger inn i formasjonens porer og løser opp materialer som tetter igjen og begrenser porene og bidrar derved forhåpentlig til å øke formasjonens permeabilitet. Ved sur frakturering blir en syreholdig væske injisert i den underjordiske formasjon med et trykk som er tilstrekelig til å danne eller forstørre i det minste én sprekk i formasjonen. Ved slike operasjoner kan permeabiliteten bli økt. Bruk av syreholdige behandlingsvæsker i underjordiske formasjoner er av og til problematisk. De primære problemer ofte forbundet med bruk av syreholdige væsker er korrosjon på utstyr, uønsket dannelse av emulsjoner og dannelse av slam.

Korrosjon kan i stor grad virke til å begrense levetiden for underjordisk utstyr, rørledninger og materiale i foringsrør. Videre kan metallkorrosjon øke nivået av tungmetaller i væsker som overføres gjennom det korroderte utstyr og potensielt øke miljømessige ulemper ved slike væsker når de ikke lenger skal brukes eller når de skal behandles videre. Kostnader forbundet med reparering og erstatning av korrosjonsskadet metallisk rørgods og utstyr kan bli svært høye. Ved brønnbehandling ved bruk av vandige, syreholdige løsninger kan korrosjon av metalliske flater rørgods og utstyr føre til i det minste delvis nøytralisering av den vandige, syreholdige løsning før den reagerer med syreløselige materialer i den underjordiske formasjon som skal behandles, hvilket er uønsket. Videre, dersom råolje skulle komme i kontakt med oppløst metall i syreholdige væsker, vil utfelling av uløselig slam kunne føre til betydelig skade på permeabiliteten i den underjordiske formasjon.

Syrer kan reagere med olje i formasjonen og danne uløselige filmer som ved koalescens danner "slam". Typisk inkluderer slikt slam asfaltener, harpikser (resiner), parafiner og andre komplekse hydrokarboner. I tillegg kan olje og vandige væsker som benyttes i brønner (inkludert syreholdige væsker) danne emulsjoner som uønsketøker viskositeten til væsken og dervedøker kraftbehovet for pumping av oljen til overflaten. Dessuten må produserte hydrokarboner separeres fra syre før salg og hvis e emulsjon er blitt dannet vil slik separasjon være vanskeligere å gjennomføre. En rekke korrosjonshindrende, slamhindrende og emulsjonsdempende sammensetninger er blitt utviklet for bruk i syreholdige væsker og brukt med suksess. Mange slike korrosjonshindrende sammensetninger har omfattet kvaternære ammoniumforbindelser ("kvats") som viktige ingredienser spesielt for høytemperatur anvendelser. Kvats bærer en positiv ladning og belegger derfor effektivt et negativt ladet sjikt av en metallisk flate. Imidlertid har bruk av slike midler av miljømessige hensyn blitt begrenset.

Esterinneholdende, normale kvaternære ammoniumforbindelser (esterkvats) er blitt utviklet de senere år for bruk somøkologivennlige overflateaktive forbindelser i produkter for personlig pleie, vaskemidler og stoffmyknere. Esterkvats har vist seg nyttige når det gjelder å redusere korrosjon og slam og til å hindre dannelse av eller reduksjon av tilstedeværende emulsjoner i produkter for personlig pleie. Slike forbindelser er lett biologisk nedbrytbare i alkaliske miljøer og oppviser lav giftighet fr fisk etter nedbrytning. I det minste av disse grunner har de i stor grad erstattet alkyl kvats i vaskemiddelindustrien.

Fra EP 0276879 er det kjent korrosjonshindrende blandinger omfattende alifatiske eller aromatiske kvaternære forbindelser, for eksempel mettede alkyl- eller umettede alkenkvaternære forbindelser som er anvendelige for å hindre korrosjon av jern eller stål i et bredt spekter av vandige, sure konsentrasjoner ved høye temperaturer nede i en underjordisk formasjon.

WO 03/008668 beskriver et additiv og bruk av dette for å hindre korrosjon på overførings- og transportinnretninger for hydrokarboner ved transport og behandling av råolje. Additivene inneholder dobbelt alkoksylerte kvaternære forbindelser.

Generelt om oppfinnelsen

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåte syreholdig,underjordisk behandlingsvæske som angitt i patentkrav 1.1 henhold til et annet aspekt angår oppfinnelsen fremgangsmåter ved benyttelse av slik behandlingsvæske so angitt i patentkravene 17, 21 og 25, til korrosjonsbeskyttelse, som slamreduksjonsmiddel og som forbindelse som er i stand til å hindre dannelse av emulsjoner eller redusere eksisterende emulsjoner.

Foretrukne utførelsesformer fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Andre og ytterligere trekk ved foreliggende oppfinnelse vil forstås av en person med vanlig kunnskap på fagområdet å forstå etter å ha lest den etterfølgende omtale av foretrukne utførelsesformer.

Foretrukne utførelsesformer

Foreliggende oppfinnelse angår fremgangsmåte og blandinger for bruk av syreholdige behandlingsvæsker so inneholder en syreholdig væske og en esterinneholdende kvaternær ammoniumforbindelse (esterkvat). Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse fremgangsmåte for bruk av syreholdige behandlingsvæsker i sure underjordiske behandlinger, som korrosjonsinhibitorer, slamreduserende midler og forbindelser som er i stand til å hindre dannelse av emulsjoner eller redusere mengden av eksisterende emulsjoner.

Blandingen og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter generelt en syreholdig behandlingsvæske som selv inneholder en syreholdig væske og en esterkvat. Den syreholdige behandlingsvæske ifølge foreliggende oppfinnelse har generelt en pH lavere enn 6. Både normale esterkvater og "omvendte" esterkvater er egnede for bruk med foreliggende oppfinnelse. Betegnelsen "normal esterkvat" refererer til forbindelser i hvilke et ammoniumnitrogen er bundet gjennom oksygenet i esterbindingen. Betegnelsen "omvendte esterkvater" refererer til forbindelser hvor en kvaternær ammoniumgruppe er bundet gjennom karbonyl karbonet.

Esterkvater har vist seg å være biodegraderbare ved at de nedbrytes til forbindelser som er relativt lite giftige til akvatiske organismer. Både normale og omvendte esterkvater er blitt funnet å være stabile ved lave pH verdier, blant annet på grunn av ladningsfrastøting mellom de positivt ladde nitrogenatomer og karbonyl karbonet. Når de blir utsatt for høyere pH verdier, generelt høyere enn omtrent 6, begynner esterkvater å brytes ned med en akselerert rate, blant annet fordi den sterkt elektrontrekkende kvaternære ammoniumgruppen fremmer hydroksylangrep. I det minste på grunn av disse forhold kan de nevnte molekyler være godt egnet for bruk i sure miljøer, for eksempel som komponenter i korrosjonsinhibitorer, slamreduksjonsmidler og emulsjonsreduserende midler. De kan være spesielt godt egnet fordi de brytes ned når pHøker. Normale esterkvater er vanligvis egnet for bruk i syreholdige væsker med en pH fra omtrent 0 til omtrent 6, omvendte esterkvater er vanligvis stabile gjennom dette område og kan også være egnet for bruk i væsker med pH lavere enn 0.

Omvendte esterkvater egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse har den generelle formel,

{R(4.m)N<+>[(CH2)„ C (O) 0}p R']mp X"'hvor

R representerer en lineær eller forgrenet kjede mettet eller umettet alifatisk hydrokarbon, aryl, arylalkyl, alkylamid, hydroksyalkyl eller en blanding av de nevnte. Når det er flere enn én R gruppe (så mange som 3), kan de være like hverandre eller hver kan være forskjellig fra de andre,

m er et heltall i området fra 1 til 3,

p er et heltall på minst 1,

R' representerer en lineær eller forgrenet kjede mettet eller umettet alifatisk hydrokarbon, aryl, arylalkyl, alkylamid eller en blanding av de nevnte,

n er et heltall i området fra 1 til 6 og

X representerer et anionisk korresponderende ion, eksempler på hvilke inkluderer, men er ikke begrenset til, et haloid, sulfat, metosulfat eller metofosfat.

Ved enkelte utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse omfatter R dessuten en substituentgruppe. Foreksempel inkluderer egnede substituentgrupper en arylgruppe (for eksempel en fenylgruppe), en alkoksygruppe (for eksempel metoksy eller etoksygruppe), en hydroksylgruppe, en aryloksygruppe (for eksempel en fenoksygruppe), en amidogruppe eller kombinasjoner av de nevnte.

Videre omfatter R' gruppen ved enkelte utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse dessuten substitusjoner med en hydroksylgruppe, en karbonylgruppe, en amidogruppe, en arylgruppe,

svovel eller kombinasjoner av de nevnte. Ved andre utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan metylgrupper i R' være erstattet av formylgrupper, amidgrupper eller kombinasjoner av disse. Ved nok andre eksemplifiserende utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan karbon-karbon dobbeltbindinger i R' være erstattet av epoksygrupper.

Enkelte fremgangsmåter og syreblandinger ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter å kombinere egnede esterkvater med ikke-ionaktive, kationiske eller anioniske overflateaktive midler som virker blant annet til å støtte dispergering av esterkvater i de syreholdige behandlingsvæsker. Ethvert ikke-ionaktivt, kationisk eller anionisk overflateaktivt middel som er kompatibelt med esterkvaten kan bli benyttet i forbindelse med fremgangsmåten og blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse. Egnede ikke-ionaktive overflateaktive midler inkluderer, men er ikke begrenset til, alkoksylater, alkylfenoler, etoksylerte alkylaminer, etoksylerte oleater, talloljer, etoksylerte fettsyrer og kombinasjoner av disse. Egnede kationiske overflateaktive midler inkluderer, men er ikke begrenset til, alkylamin oksider og alkylammoniumsalter. Egnede anioniske overflateaktive midler inkluderer, men er ikke begrenset til, a-sulfonerte estere og alkylbenzensulfonater. Ved visse utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse er kationiske og ikke-ionaktive overflateaktive midler foretrukne, idet anioniske korrosjonsinhibitorer har en tendens til å felle ut av den syreholdige behandlingsvæske ved spesielt lave pH nivåer. Det er innenfor hva som kan forventes av en person med vanlig kunnskap på fagområdet med støtte i den foreliggende beskrivelse å bestemme om en gitt, syreholdig væske støtter en anionisk inhibitor. Ved enkelte utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan et overflateaktivt middel bli brukt i en mengde fra omtrent 1 til omtrent 100 vol-% av esterkvaten, fortrinnsvis fra omtrent 10 til omtrent 40 vol-%.

Enkelte utførelsesformer av fremgangsmåten og blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter å kombinere egnede esterkvater med et løsningsmiddel som kan virke blant annet til å dispergere esterkvaten i den syreholdige behandlingsvæske. Ethvert løsningsmiddel som er kompatibelt med esterkvaten kan bli benyttet i forbindelse med blandingen og fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. Egnede løsningsmidler inkluderer, men er ikke begrenset til, vann, en alkohol så som metylalkohol, etanol, propanol, 2.etyl-l-heksanol, en glykol så som etylenglykol, propylenglykol, dietylenglykol, dipropylenglykol, en glykoleter så som etylenglykol monometyleter, etylenglykol monobutyleter, dietylenglykol monometyleter, dietylenglykol monobutyleter, propylenglykol monometyleter og kombinasjoner av disse. Ved enkelte utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan et løsningsmiddel bli benyttet i en mengde fra omtrent 1 til omtrent 100 vol-% av esterkvaten, fortrinnsvis fra omtrent 10 til omtrent 40 vol-%.

Esterkvater ifølge foreliggende oppfinnelse kan bli benyttet enten uavhengig eller som del av en blanding for i det minste delvis å hindre metallkorrosjon i sure miljøer. Det antas at esterkvatene blant annet tilveiebringer et beskyttende sjikt mellom metalloverflaten og den syreholdige væske. Ved fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse hvor esterkvatene blir benyttet til å bevirke korrosjonshindring, kan det eventuelt være nyttig å kombinere dem med en eller flere tradisjonelle korrosjonsinhibitorer. Egnede slike tradisjonelle korrosjonsinhibitorer inkluderer, men er ikke begrenset til, fenylakrolein, acetyleniske alkoholer, fluorinerte overflateaktive midler, kvaternære derivater av heterosykliske nitrogen ba se r, kondensasjonsprodukter av en karbonylinneholdende forbindelse, en nitrogeninneholdende forbindelse og et aldehyd, formamider, overflateaktive midler, løsningsmidler og kombinasjoner av slike forbindelser. Når det brukes en blanding av inhibitorer inkludert en tradisjonell korrosjonsinhibitor, kan det også være nyttig å inkludere en jodinneholdende forbindelse i blandingen. Når den ikke benyttes i form av en blanding, vil esterkvaten generelt være til stede i den syreholdige behandlingsvæske i en mengde mindre enn omtrent 5 vol-% av den syreholdige væske, fortrinnsvis mindre enn 3 vol-%. Når den benyttes som del av en korrosjonshindrende blanding (det vil si en blanding omfattende en eller flere esterkvater ifølge foreliggende oppfinnelse og en eller flere tradisjonelle korrosjonsinhibitorer), vil den totale blanding generelt være til stede i en mengde mindre enn omtrent 5 vol-% av det totale volum av den syreholdige væske, fortrinnsvis mindre enn 3 vol-%. Esterkvaten omfatter generelt fra omtrent 1 til omtrent 99 % av den korrosjonshindrende blanding.

I tillegg til deres bruk som korrosjonsinhibitor kan blandingene ifølge foreliggende oppfinnelse som inneholder esterkvater, også bli benyttet til å hindre slamdannelse, til å hindre dannelse av emulsjoner og til å redusere mengde av dannede emulsjoner. Ved slike anvendelser antas det at esterkvatene virker blant annet til å dekke asfaltene overflater i formasjonen og tilveiebringe et beskyttende lag mellom asfaltenet og den syreholdige væske. Esterkvatene vi generelt være til stede i en mengde på mindre enn 5 vol-% av det totale syreholdige væskevolum, fortrinnsvis mindre enn 3 vol-%. Ved visse utførelsesformer hvor en esterkvat ifølge foreliggende oppfinnelse blir benyttet til å både å hindre metallkorrosjon og til å hindre dannelse av slam, trenger ikke volumprosenten være kumulativ, det vil si at selv når de benyttes til begge funksjoner, vil esterkvatene generelt være til stede i en mengde mindre enn omtrent 5 vol-% av det totale syreholdige væskevolum.

Ved en ytterligere utførelsesform av foreliggende oppfinnelse hvor en blanding ifølge foreliggende oppfinnelse blir benyttet til å hindre dannelse av slam, kan den syreholdige behandlingsvæske også omfatte en aromatisk hydrokarbon forbindelse som oppviser egnet høy oljefuktende egenskaper. Egnede aromatiske hydrokarboner inkluderer, men er ikke begrenset til, xylener, mettede bifenyl-xylen blandinger, tunge aromatiske naftaer, tunge aromatiske løsningsmidler, tetralener, tetrahydrokinoliner, tetrahydronaftalener og kombinasjoner av disse. Når den benyttes er den aromatiske hydrokarbonforbindelse fortrinnsvis inkludert i blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse i en mengde tilstrekkelig til å forbedre penetrasjon og "fukting" v alle oljeholdige og ikke oljeholdige grenseflater under en underjordisk behandling. Ved enkelte utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan den aromatiske hydrokarbon være inkludert i en mengde i området fra omtrent 1 til omtrent 200 vol-% av esterkvaten i den syreholdige behandlingsvæske, fortrinnsvis fra omtrent 40 til omtrent 100 vol-%.

Ved foreliggende oppfinnelse kan den syreholdige væske i den syreholdige behandlingsvæske omfatte organiske syrer, uorganiske syrer eller kombinasjoner av slike syrer. Eksempler på egnede syrer inkluderer, men er ikke begrenset til, saltsyre, flussyre, eddiksyre, maursyre, hydroksyfluoborsyre, sitronsyre, EDTA og kombinasjoner av disse. De syreholdige væsker som benyttes ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse har generelt en pH mindre enn omtrent 4. En person med vanlig kunnskap på fagområdet vil med støtte i forliggende beskrivelse være i stand til å bestemme mengde og type av syre som kan benyttes for en gitt anvendelse, i avhengighet av konsentrasjonen av syren, sammensetningen av formasjonen, reservoarbetingelser og detønskede resultat.

I den syreholdige behandlingsvæske ifølge foreliggende oppfinnelse kan esterkvatene bli kombinert med den syreholdige væske ved tilnærmet et hvilket som helst tidspunkt av gjennomføringen av en underjordisk operasjon, i avhengighet av denønskede effekt. For eksempel kan esterkvatene og den syreholdige væske ved enkelte utførelsesformer bli kombinert til å danne en syreholdig behandlingsvæske før den syreholdige behandlingsvæske blir innført i den underjordiske formasjon, blant annet for å stimulere produksjon og samtidig hindre korrosjon på metall strukturer og utstyr, både i brønnen og ved overflaten. Ved andre utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan esterkvatene bli tilsatt til en syreholdig behandlingsvæske som allerede er på plass i en underjordisk formasjon, for å danne en syreholdig behandlingsvæske in situ. Ved enkelte slike utførelsesformer kan blandingen omfattende esterkvaten bli tilsatt som en separat løsning eller til og med som et faststoff (det vil si i pulver eller tablettform).

Til støtte for en bedre forståelse av foreliggende oppfinnelse er de følgende eksempler av enkelte foretrukne utførelsesformer gitt. Disse eksempler skal på ingen måte tolkes til å begrense rammen av oppfinnelsen.

Eksempel 1

Eksempler på syreholdige behandlingsvæsker som omfatter syreholdige væsker og esterkvater ble tilberedt for å teste deres slamhindrende evne og emulsjonshindrende evne. Eksempler på sammenlignende prøver ble også laget, tilberedt og testet på tilsvarende måte.

For å danne en eksemplifiserende esterkvat egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse ble en omvendt esterkvat i form av et derivat av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol tilberedt som følger. (1) En ester ble tilberedt ved å kombinere 3,78 g (0,04 mol) av kloreddiksyre og 5,37 gram (0,04 mol) av kanelalkohol samt oppvarming i 40 minutter ved 65,6 °C, (2) den kvaternære ammoniumester ble tilberedt ved å tilføre 10,92 gram av bis(2-hydroksyetyl)cocoamin (kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet "ETHOMEN (C/12)™", solgt av Akzo Nobel Chemicals, Inc. i Woodlands, Texas) til en 100 ml rundbunnsflaske, (3) esteren fra trinn 1 ovenfor ble deretter tilført flasken sammen med omtrent 15 ml isopropanol, (4) blandingen ble så kjørt med tilbakeløp i 2 timer, fulgt av destillasjon for å fjerne isopropanolen.

For å lage en annen eksemplifiserende esterkvat egnet for bruk ved foreliggende oppfinnelse ble en omvendt esterkvat i form av derivat av en blanding av mono-, di- og tri-[bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret glycerol tilberedt som følger: (1) en ester ble tilberedt ved å kombinere 1,5 gram (0,02 mol) av glycerol og 3,78 g (0,04 mol) av kloreddiksyre samt oppvarming ved 40,6 °C i førti minutter, (2) den kvaternære ammoniumester ble tilberedt ved å tilføre 10,918 gram (0,04 mol) av bis(2-hydroksyetyl)cocoamin (kommersielt tilgjengelig under handelsnavnet "ETHOMEN (C/12)™", solgt av Akzo Nobel Chemicals, Inc. i Woodlands, Texas) til en 100 ml rundbunnsflaske, (3) esteren fra trinn 1 ble deretter tilført flasken sammen med omtrent 15 ml isopropanol. Blandingen ble kjørt med tilbakeløp i 1 time, fulgt av destillasjon for å fjerne isopropanolen, (4) det resulterende produkt var en blanding av mono-, di- og trikvaternære ammonium-esterkvater.

Eksempel 2 - Emulsionshindring

Eksemplifiserende syreholdige behandlingsvæsker ble tilberedt og innført til hydrokarbonvæsker og deres emulsjonshindrende evne ble bestemt. De syreholdige behandlingsvæsker ble tilberedt ved å blande en syreholdig væske (15% HCI) med derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol. Den syreholdige behandlingsvæske ble plassert i en merket glassbeholder, prøvene ble ristet for å emulgere og emulsjonen ble overvåket ved romtemperatur med hensyn til separasjon av olje og behandlingsvæske. Sammenlignende prøver ble også laget og testet tilsvarende idet sammenligningsprøve 1 bare syren og hydrokarbonvæske mens sammenligningsprøver 2 og 3 dessuten inneholdt et volum av tradisjonell korrosjonsinhibitor. De følgende prøver av behandlingsvæsker ble testet: Sammenligningsprøve 1: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 15% HCI, Sammenligningsprøve 2: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 15% HCI i tilegg til 1,5 vol-% av HAI-85™ (en korrosjonsinhibitor kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma),

Sammenligningsprøve 3: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 15% HCI i tilegg til 1,5 vol-% av 19-M™ (en demulgator kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma),

Prøve nr. 4: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 15% HCI i tilegg til 1,5 vol-% av derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol og Prøve nr. 5: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 15% HCI i tilegg til 0,75 vol-% av derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol.

Tabell 1 nedenfor lister prosentvis emulsjonsbrytning over tid.

Eksemplene ovenfor viser blant annet at de syreholdige behandlingsvæsker omfattende esterkvater ifølge foreliggende oppfinnelse hindrer og reduserer emulsjoner.

Eksempel 3 - Emulsjonshindring

Eksemplifiserende syreholdige behandlingsvæsker ble tilberedt og innført i hydrokarbon væsker og deres emulsjonshindrende evne ble bestemt. De syreholdige behandlingsvæsker ifølge foreliggende oppfinnelse ble tilberedt ved å blande en hydrokarbon væske med en syreholdig væske (15% HCI) med en esterkvat (prøve 4) eller en blanding omfattende en esterkvat (prøve 3). De syreholdige behandlingsvæsker ble så plassert i en merket glassbeholder, prøvene ble ristet for å emulgere og emulsjonene ble overvåket ved romtemperatur med hensyn på separasjon av olje og behandlingsvæske. Sammenligningsvæsker ble også tilberedt og testet tilsvarende. Sammenligningsprøve 1 omfattet bare syren og hydrokarbonvæske, mens sammenligningsvæske 2 også inneholdt et volum av en tradisjonell korrosjonsinhibitor. De følgende prøver av behandlingsvæsker ble testet: Sammenligningsprøve 1: 50:50 vol-% blanding av meksikansk råolje og 15% HCI, Sammenligningsprøve 2: 50:50 vol-% blanding av meksikansk råolje og 15% HCI i tilegg til 1,5 vol-% av HAI-85™ (en korrosjonsinhibitor kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma),

Prøve nr. 3: 50:50 vol-% blanding av meksikansk råolje og 15% HCI i tilegg til 1,5 vol-% av korrosjonsinhibitor blanding (0,4 g natriumjodid, 4,48 g propylenglykol, 0,81 g 2-etyl-l-heksanol, 2,9 g av derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol, 1,13 g av etoksylert naftensyre (18-20 mol EO), 0,28 g ETHAL LA-23 (et overflateaktivt middel kommersielt tilgjengelig fra Ethox Chemicals, Greenville. South Carolina), kombinert og blandet i femten minutter ved 65,6 °C, og

Prøve nr. 4: 50:50 vol-% blanding av meksikansk råolje og 15% HCI i tilegg til 1 vol-% av ARMOCARE<®>VGH-70 (en 70 % aktiv normal esterkvat kommersielt tilgjengelig fra Akzo Nobel Chemicals Inc., Woodlands, Texas)

Tabell 2 nedenfor lister prosentvis emulsjonsbrytning over tid.

Eksemplene ovenfor viser blant annet at behandlingsvæskene ifølge foreliggende oppfinnelse hindrer og reduserer emulsjoner.

Eksempel 4 - Emulsionshindring

En testprøve av en syreholdig behandlingsvæske omfattende derivatet av en blanding av mono-, di- og tri- [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret glycerol og en blanding av 12% eddiksyre og 10% maursyre ble tilberedt og kombinert med en hydrokarbonvæske og de emulsjonshindrende egenskaper ble bestemt. En sammenlignende prøve inneholdende bare en hydrokarbonvæske og en blanding av 12% eddiksyre og 10% maursyre ble også laget og testet tilsvarende. Begge testblandinger ble blandet i en merket glassbeholder og ristet for å emulgere, og emulsjonene ble overvåket ved romtemperatur med hensyn til separasjon av olje og behandlingsvæske. De følgende prøver av behandlingsvæske ble testet: Sammenligningsprøve 1: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 12% eddiksyre og 10% maursyre,

Prøve nr. 2: 50:50 vol-% blanding av kanadisk råolje og 12% eddiksyre og 10% maursyre i tilegg til 1,5 vol-% av derivatet av en blanding av mono-, di- og tri- [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret glycerol.

Tabell 3 lister prosentvis emulsjonsbrytning overtid.

Eksempelet ovenfor viser blant annet at behandlingsvæskene ifølge foreliggende oppfinnelse hindrer og reduserer emulsjoner.

Eksempel 5 - Demulgerende kapasitet

De følgende syreholdige behandlingsvæsker ifølge foreliggende oppfinnelse ble laget: Prøver 6 og 7 inneholdt 15% HCI og derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol. Prøve 8 inneholdt 15% HCI og en blanding inneholdende 0,4 g natriumjodid, 4,48 g propylenglykol, 0,81 g 2-etyl-l-heksanol, 2,90 g derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol, 1,13 g etoksylert naftensyre (18-20 mol EO), 0,28 g ETHAL LA 23 overflateaktivt middel (Ethox Chemicals, Greenville, S.C.) idet de seks ingredienser i blandingen ble blandet og varmet i 15 minutter ved en temperatur på 65,6 °C. Prøve 9 inneholdt 15% HCI og "ARMOCARE®" VGH-70 (en 70% aktiv normal esterkvat kommersielt tilgjengelig fra Akzo Nobel Chemicals Inc., Woodlands, Texas). Disse syreholdige behandlingsvæsker ble kombinert i en 50:50 volumblanding med olje (enten kanadisk råolje eller Meksikansk råolje) i en merket glassbeholder. Blandingen ble ristet for å emulgere og overvåket over tid ved romtemperatur med hensyn til separasjon av olje og syreholdig væske.

De følgende sammenligningsprøver ble også laget. Sammenlignende prøver 1 og 2 inneholdt bare 15% HCI. Sammenligningsprøver 3 og 4 inneholdt 15% HCI og HAI-85™ (en korrosjonsinhibitor kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Sammenligningsprøve 6 inneholdt 15% HCI og tilgjengelig demulgator 19-N (kommersielt tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma ). Disse sammenligningsprøver ble kombinert i en 50:50 volumblanding med olje (enten kanadisk råolje eller Meksikansk råolje eller meksikansk råolje) i en merket glassbeholder. Beholderen ble ristet for å emulgere og overvåket over tid ved romtemperatur med hensyn til separasjon av olje og de syreholdige væsker.

Tabell 4 nedenfor viser at den kommersielt tilgjengelige inhibitor HAI-85™ (tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma™) låser emulsjonen og at den kommersielt tilgjengelige demulgator 19-N (tilgjengelig fra Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma) bryter 10% i løpet av 5 minutter, mens derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol bryter emulsjonen 100% i løpet av 3 minutter ved bruk av 0,75 vol-%. Videre viser tabell 4 at mens prøve 8 som inneholdt en blanding omfattende en esterkvat ifølge oppfinnelsen, var i stand til å oppnå 80% brytning i løpet av 10 minutter, var den kommersielt tilgjengelige tradisjonelle inhibitor HAI-85™ ikke i stand til å oppnå noen brytning i løpet av dette tidsrommet. Tabell 5 viser resultatet av tilsvarende tester til de beskrevet ovenfor men i et organisk, surt miljø. Sammenligningseksempel 1 inneholdt bare og en blanding av 12% eddiksyre og 10% maursyre og ble blandet med kanadisk råolje. Prøve 2 inneholdt en blanding av 12% eddiksyre og 10% maursyre, meksikanskråolje og derivatet av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol. Som man kan se av tabell 5 er også blandingene ifølge oppfinnelsen inneholdende esterkvat i stand til å demulgere i et organisk, surt miljø.

Eksempel 6 - Korrosionshindring

Testprøver av syreholdige behandlingsvæsker ble tilberedt og korrosjonshindrende egenskaper ble bestemt. Vekttapstester ble utført ved å plassere en veid N-80 kupongprøve (med overflate omtrent 28,4 cm<2>), i 100 ml av syreblandingen i autoklav som ble trykksatt til 69 bar og varmet til aktuell prøvetemperatur. Etter testen ble kupongprøven veid på nytt og vekttapet bestemt. Blanding nr. 1 ble dannet ved å ta de følgende komponenter og varme dem i omtrentl5 minutter ved en temperatur på 65,6 °C.

0,4 g natriumjodid,

4,48 g propylenglykol,

0,81 g 2-etyl-l-heksanol,

2,90 g derivat av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol,

1,13 g etoksylert naftensyre (18-20 mol EO),

0,28 g ETHAL LA-23 overflateaktivt middel (Ethox Chemicals, Grenville, S.C.)

Blanding 2 ble dannet ved å ta de følgende komponenter og varme dem i omtrentl5 minutter ved en temperatur på 65,6 grader°C.

4,48 g propylenglykol,

1,21 g 2-etyl-l-heksanol,

2,90 g derivat av [bis(2-hydroksyetyl)coco betain] forestret kanelalkohol,

1,13 g etoksylert naftensyre (18-20 mol EO),

0,28 g ETHAL LA-23 overflateaktivt middel (Ethox Chemicals, Grenville, S.C.)

Som man kan se i tabell 6 ovenfor er også blandingene ifølge foreliggende oppfinnelse som inneholder esterkvater i stand til å hindre metallkorrosjon.

Foreliggende oppfinnelse er således vel tilpasset til å nå de mål, formål og fordeler som her er nevnt så vel som andre iboende fordeler. Det kan gjøres et antall endringer til det som her er beskrevet innen rammen av oppfinnelsen som er definert av de etterfølgende patentkrav.

Claims

1. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske omfattende en syreholdigvæske og en esterkvat,karakterisert vedat esterkvaten er en omvendt esterkvat med den generelle formel: [R3N+ (CH2)nC(0) 0]p R'pX", hvor R representerer en lineær eller forgrenet kjede mettet eller umettet alifatisk hydrokarbon, aryl, arylalkyl, alkylamid, hydroksyalkyl eller en blanding av de nevnte, idet R gruppene kan de være like hverandre eller hver kan være forskjellig fra de andre, p er et heltall på minst 1, R' representerer en lineær eller forgrenet kjede mettet eller umettet alifatisk hydrokarbon, aryl, arylalkyl, alkylamid eller en blanding av de nevnte, n er et heltall i området fra 1 til 6 og X representerer et anionisk korresponderende ion, eksempler på hvilke inkluderer, men er ikke begrenset til, et haloid, sulfat, metosulfat eller metofosfat.

2. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1„karakterisert vedat esterkvaten er til stede i den syreholdige behandlingsvæske i en mengde på 5 vol-% eller mindre av det totale volum av den syreholdige væske.

3. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat R videre omfatter en substituent gruppe omfattende en aryl gruppe, en alkoksygruppe, en hydroksylgruppe, en aryloksygruppe, en amidogruppe eller en kombinasjon av slike grupper.

4. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat R' videre omfatter en substituent gruppe omfattende en hydroksylgruppe, en karbonylgruppe, en amidogruppe, en arylgruppe, svovel eller en kombinasjon av de nevnte.

5. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den syreholdige væske har en pH mindre enn 6.

6. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den syreholdige væske har en pH mindre enn 4.

7. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den syreholdige væske omfatter saltsyre, flussyre, eddiksyre, maursyre, hydroksyfluoborsyre, sitronsyre, EDTA eller en kombinasjon av disse.

8. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske omfatter et overflateaktivt middel.

9. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 8,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske omfatter et overflateaktivt middel i en mengde i området fra omtrent 1 til omtrent 100 vol-% av volumet av esterkvaten.

10. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 8,karakterisert vedat det overflateaktive middel er et ikke-ionaktivt overflateaktivt middel omfattende et alkoksylat, en alkylfenol, et etoksylert alkylamin, et etoksylert oleat, en tallolje, en etoksylert fettsyre, et alkylaminoksid eller en kombinasjon av de nevnte.

11. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 8,karakterisert vedat det overflateaktive middel er et kationisk overflateaktivt middel omfattende et alkylaminoksid, et alkylammoniumsalt eller en kombinasjon av slike.

12. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 8,karakterisert vedat det overflateaktive middel er et anionisk overflateaktivt middel omfattende en a-sulfonert ester, et alkylbenzensulfonat eller en kombinasjon av de nevnte.

13. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske også omfatter et løsningsmiddel.

14. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 13,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske omfatter et løsningsmiddel i en mengde fra omtrent 1 til omtrent 100 vol-% av volumet av esterkvaten.

15. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 13,karakterisert vedat løsningsmidlet omfatter vann, en alkohol, en glykol, en glykoleter eller en kombinasjon av de nevnte.

16. Syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med patentkrav 1,karakterisert vedat esterkvaten inkludert i den syreholdige behandlingsvæske har form av en væske, en løsning, et faststoff eller en kombinasjon av de nevnte.

17. Fremgangsmåte for å hindre korrosjon ved en underjordisk behandlingsoperasjon,karakterisert vedå benytte en syreholdig underjordisk behandlingsvæske i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 1-16.

18. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 17,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske også omfatter en korrosjonsinhibitor.

19. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 18,karakterisert vedat korrosjonsinhibitoren omfatter fenylakrolein, en acetylenalkohol, et fluorinert overflateaktivt middel, et kvaternært derivat av en heterosyklisk nitrogenbase, et kondensasjonsprodukt av en karbonylinneholdende forbindelse, en nitrogeninneholdende forbindelse og et aldehyd, et formamid, et overflateaktivt middel, et løsningsmiddel eller en kombinasjon av de nevnte.

20. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 19,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske også omfatter en jod-inneholdende forbindelse.

21. Fremgangsmåte for å redusere dannelse av slam under en underjordisk behandlingsoperasjon,karakterisert vedå omfatte det trinn å benytte en syreholdig behandlingsvæske i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 1-16.

22. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 21,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske videre omfatter en aromatisk hydrokarbonforbindelse som oppviser høye oljefuktende egenskaper.

23. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 22,karakterisert vedat hydrokarbonforbindelsen som oppviser høye oljefuktende egenskaper omfatter et xylen, en mettet bifenyl-xylen blanding, en tung aromatisk nafta, et tungt aromatisk løsningsmiddel, et tetralen, et tetrahydrokinolin, et tetrahydronaftalen eller en kombinasjon av de nevnte.

24. Fremgangsmåte i samsvar med patentkrav 22,karakterisert vedat den syreholdige behandlingsvæske omfatter en aromatisk hydrokarbonforbindelse som oppviser høye oljefuktende egenskaper i en mengde fra omtrent 1 til omtrent 200 vol-% av volumet av esterkvaten.

25. Fremgangsmåte for å hindre dannelse av emulsjoner under en underjordisk behandlingsoperasjon,karakterisert vedå omfatte bruk av en syreholdig behandlingsvæske i samsvar med et hvilket som helst av patentkravene 1-16.