NO340378B1 - Fremgangsmåte for å stimulere et oljefelt omfattende forskjellige avleiringsinhibitorer - Google Patents
Fremgangsmåte for å stimulere et oljefelt omfattende forskjellige avleiringsinhibitorer Download PDFInfo
- Publication number
- NO340378B1 NO340378B1 NO20056095A NO20056095A NO340378B1 NO 340378 B1 NO340378 B1 NO 340378B1 NO 20056095 A NO20056095 A NO 20056095A NO 20056095 A NO20056095 A NO 20056095A NO 340378 B1 NO340378 B1 NO 340378B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- scale
- units
- group
- oil
- acid
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 47
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title claims description 7
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 73
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 22
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 14
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 9
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 76
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 70
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 68
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 32
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 24
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 24
- 238000002372 labelling Methods 0.000 claims description 22
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 14
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 13
- -1 -maleic anhydride Chemical compound 0.000 claims description 12
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- SLBOQBILGNEPEB-UHFFFAOYSA-N 1-chloroprop-2-enylbenzene Chemical compound C=CC(Cl)C1=CC=CC=C1 SLBOQBILGNEPEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 7
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 claims description 7
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- JAMNSIXSLVPNLC-UHFFFAOYSA-N (4-ethenylphenyl) acetate Chemical compound CC(=O)OC1=CC=C(C=C)C=C1 JAMNSIXSLVPNLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QIRNGVVZBINFMX-UHFFFAOYSA-N 2-allylphenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1CC=C QIRNGVVZBINFMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 6
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 6
- FMFHUEMLVAIBFI-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=CC1=CC=CC=C1 FMFHUEMLVAIBFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VYXSBFYARXAAKO-WTKGSRSZSA-N chembl402140 Chemical compound Cl.C1=2C=C(C)C(NCC)=CC=2OC2=C\C(=N/CC)C(C)=CC2=C1C1=CC=CC=C1C(=O)OCC VYXSBFYARXAAKO-WTKGSRSZSA-N 0.000 claims description 5
- 238000005558 fluorometry Methods 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 5
- FZWIIGKQNLYDQI-UHFFFAOYSA-N 8-aminopyrene-1,3,6-trisulfonic acid Chemical compound C1=C2C(N)=CC(S(O)(=O)=O)=C(C=C3)C2=C2C3=C(S(O)(=O)=O)C=C(S(O)(=O)=O)C2=C1 FZWIIGKQNLYDQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical group OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 4
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical class OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 claims description 3
- OGOYZCQQQFAGRI-UHFFFAOYSA-N 9-ethenylanthracene Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=C(C=CC=C3)C3=CC2=C1 OGOYZCQQQFAGRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 34
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 3
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000012954 diazonium Substances 0.000 description 3
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 3
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 4-ethenylbenzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=C(C=C)C=C1 MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIERETOOQGIECD-UHFFFAOYSA-N Angelic acid Natural products CC=C(C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-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
- 241001449342 Chlorocrambe hastata Species 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002835 absorbance Methods 0.000 description 2
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ILAHWRKJUDSMFH-UHFFFAOYSA-N boron tribromide Chemical compound BrB(Br)Br ILAHWRKJUDSMFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZADPBFCGQRWHPN-UHFFFAOYSA-N boronic acid Chemical compound OBO ZADPBFCGQRWHPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical class [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 150000001989 diazonium salts Chemical class 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N pyrene Chemical compound C1=CC=C2C=CC3=CC=CC4=CC=C1C2=C43 BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000001542 size-exclusion chromatography Methods 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- OHIRLCLOEJUNGH-UHFFFAOYSA-N (2-prop-2-enoylphenyl)boronic acid Chemical compound OB(O)C1=CC=CC=C1C(=O)C=C OHIRLCLOEJUNGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQKRZJSASRZVNI-UHFFFAOYSA-N (4-ethenylphenyl)methylboronic acid Chemical compound OB(O)CC1=CC=C(C=C)C=C1 WQKRZJSASRZVNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004400 (C1-C12) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001124 (E)-prop-1-ene-1,2,3-tricarboxylic acid Substances 0.000 description 1
- SBRCGVMPNMKKLA-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-9,10-diphenylanthracene Chemical compound C12=CC=CC=C2C(C=2C=CC=CC=2)=C2C(C=C)=CC=CC2=C1C1=CC=CC=C1 SBRCGVMPNMKKLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UVHXEHGUEKARKZ-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylanthracene Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C=C)=CC=CC3=CC2=C1 UVHXEHGUEKARKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WPMHMYHJGDAHKX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylpyrene Chemical compound C1=C2C(C=C)=CC=C(C=C3)C2=C2C3=CC=CC2=C1 WPMHMYHJGDAHKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 1-vinylnaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=CC=CC2=C1 IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-M 2-Methyl-2-butenoic acid Natural products C\C=C(\C)C([O-])=O UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-M 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- GSOQJPAPFAGIOM-UHFFFAOYSA-N 3-ethenylphenanthrene Chemical compound C1=CC=C2C3=CC(C=C)=CC=C3C=CC2=C1 GSOQJPAPFAGIOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 4-amino-4-oxo-2-sulfobutanoic acid Chemical class NC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CMGDVUCDZOBDNL-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-2h-benzotriazole Chemical compound CC1=CC=CC2=NNN=C12 CMGDVUCDZOBDNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WAHIWCQCMHXEMS-UHFFFAOYSA-N 9-ethenylacridine Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=C(C=CC=C3)C3=NC2=C1 WAHIWCQCMHXEMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910015845 BBr3 Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 1
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 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
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910006127 SO3X Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GFFNBFUHIFQMSR-UHFFFAOYSA-N [2-(2-methylprop-2-enoyl)phenyl]boronic acid Chemical compound CC(=C)C(=O)C1=CC=CC=C1B(O)O GFFNBFUHIFQMSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NDDCJNFXJXXCKI-UHFFFAOYSA-O [4-[[4-(diethylamino)phenyl]-[4-(ethylamino)naphthalen-1-yl]methylidene]cyclohexa-2,5-dien-1-yl]-diethylazanium Chemical compound C12=CC=CC=C2C(NCC)=CC=C1C(C=1C=CC(=CC=1)N(CC)CC)=C1C=CC([NH+](CC)CC)C=C1 NDDCJNFXJXXCKI-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229940091181 aconitic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000005037 alkyl phenyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-N angelic acid Chemical compound C\C=C(\C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-N 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003006 anti-agglomeration agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 125000005501 benzalkonium group Chemical class 0.000 description 1
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- JMXMXKRNIYCNRV-UHFFFAOYSA-N bis(hydroxymethyl)phosphanylmethanol Chemical class OCP(CO)CO JMXMXKRNIYCNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 238000012662 bulk polymerization Methods 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- DGQLVPJVXFOQEV-NGOCYOHBSA-N carminic acid Chemical compound OC1=C2C(=O)C=3C(C)=C(C(O)=O)C(O)=CC=3C(=O)C2=C(O)C(O)=C1[C@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O DGQLVPJVXFOQEV-NGOCYOHBSA-N 0.000 description 1
- 239000004106 carminic acid Substances 0.000 description 1
- 229940114118 carminic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000012730 carminic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N cis-aconitic acid Chemical compound OC(=O)C\C(C(O)=O)=C\C(O)=O GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N citraconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C\C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 229940018557 citraconic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-O diazynium Chemical compound [NH+]#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- GCSJLQSCSDMKTP-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethyl)silane Chemical compound C[Si](C)(C)C=C GCSJLQSCSDMKTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004210 ether based solvent Substances 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N fluoranthrene Natural products C1=CC(C2=CC=CC=C22)=C3C2=CC=CC3=C1 GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 125000003976 glyceryl group Chemical group [H]C([*])([H])C(O[H])([H])C(O[H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002429 hydrazines Chemical class 0.000 description 1
- 238000006197 hydroboration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000415 inactivating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N isethionic acid Chemical class OCCS(O)(=O)=O SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N isocrotonic acid Chemical compound C\C=C/C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- QBPHJWZNDSKPJL-UHFFFAOYSA-N m-diisopropylbenzene hydroxyhydroperoxide Chemical compound OOO.CC(C)C1=CC=CC(C(C)C)=C1 QBPHJWZNDSKPJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N mesaconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C/C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- RLFXWALMKAWBBF-UHFFFAOYSA-N methyl prop-2-enoate propane-1,2,3-triol Chemical compound C(C=C)(=O)OC.OCC(O)CO RLFXWALMKAWBBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N methylfumaric acid Natural products OC(=O)C(C)=CC(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 125000001792 phenanthrenyl group Chemical group C1(=CC=CC=2C3=CC=CC=C3C=CC12)* 0.000 description 1
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N rubidium atom Chemical compound [Rb] IGLNJRXAVVLDKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- DZCAZXAJPZCSCU-UHFFFAOYSA-K sodium nitrilotriacetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CC([O-])=O DZCAZXAJPZCSCU-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- FAUOSXUSCVJWAY-UHFFFAOYSA-N tetrakis(hydroxymethyl)phosphanium Chemical class OC[P+](CO)(CO)CO FAUOSXUSCVJWAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J tetrapotassium;phosphonato phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-ONEGZZNKSA-N tiglic acid Chemical compound C\C=C(/C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-ONEGZZNKSA-N 0.000 description 1
- UAXOELSVPTZZQG-UHFFFAOYSA-N tiglic acid Natural products CC(C)=C(C)C(O)=O UAXOELSVPTZZQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N trans-aconitic acid Natural products OC(=O)CC(C(O)=O)=CC(O)=O GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- PQDJYEQOELDLCP-UHFFFAOYSA-N trimethylsilane Chemical group C[SiH](C)C PQDJYEQOELDLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004457 water analysis Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F2/00—Processes of polymerisation
- C08F2/002—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts
- C08F2/005—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts by addition of a scale inhibitor to the polymerisation medium
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
- C02F5/12—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
- C02F5/14—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing phosphorus
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/37—Polymers
- C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C11D3/378—(Co)polymerised monomers containing sulfur, e.g. sulfonate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/37—Polymers
- C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C11D3/3784—(Co)polymerised monomers containing phosphorus
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
- C23F14/02—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes by chemical means
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/02—Non-contaminated water, e.g. for industrial water supply
- C02F2103/023—Water in cooling circuits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/26—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof
- C02F2103/28—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof from the paper or cellulose industry
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Hydrogenated Pyridines (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Fremgangsmåte for stimulering av et oljefelt omfattende anvendelse av forskjellige avleiringsinhibitorer
Bakgrunn for oppfinnelsen
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for stimulering av et oljefelt, som omfatter anvendelse av en avleiringsinhibitor. Ved oljeutvinning og, viktigere, ved sekundær oljegjenvinning (hvor et fluid, foretrukket et vannbasert fluid, injiseres inn i en oljebrønn for å fortrenge råoljen), kan avleiringsdannelse forårsake blokkering av røropplegg og porene i de oljebærende strater, og reduserer eller til og med hindrer således strømningen av olje. Avleiringen reduserer således oljeutvinningsutbytter.
For å avhjelpe avleiringsdannelse, er avleiringsinhiberende polymerer kjent. Behandlingsnivåer opp til noen få hundre deler per million (ppm) er vanligvis effektive. Den avleiringsinhiberende polymer tilsettes typisk til fluidet som skal behandles eller kan tilføres til oljebærende formasjoner ved hjelp av "innpressingsbehandling" ("squeeze treatment"). Innpressingsbehandling involverer pumping av avleiringsinhibitor inn i en oljeproduksjonsbrønn slik at inhibitoren kommer inn i formasjonsfjellet og holdes tilbake der. Når brønnen bringes tilbake i produksjon, behandles de produserte fluider med avleiringsinhibitoren som siger ut av formasjonsfjellet. Avleiringsinhibitoren frigjøres således i et fluid. Avleiringsinhibitoren kan tilføres i et vandig eller ikke-vandig medium. Formålet er å hindre eller regulere avleiringsdannelsen i systemer hvori fluidet anvendes.
Avleiringsdannelse reguleres kun hvis avleiringsinhibitorpolymeren er tilstede ved et behandlingsnivå innenfor produktets definerte effektive område, f.eks. av minimum-inhibitorkonsentrasjonen (MIC) for det spesifikke system (vann + avleiringsinhibitor). Under produksjon, når inhibitoren er blitt frigjort, f.eks. ved forbruk, er der et behov for gjen-innpressing. Med innpressingsbehandling vil konsentrasjonen av avleiringsinhibitoren i de produserte fluider avta over tid til en gjentagende "gjen-innpressings-" operasjon er nødvendig. Avleiringsinhibitoren kan også tapes gjennom f.eks. adsorpsjon eller nedbrytning. Der er således et behov for å etterfylle avleiringsinhibitoren for å erstatte dette tapet. Konsekvensene av avleiring er ofte katastrofale i denne anvendelsen og det er således svært viktig å unngå avleiring. Generelt kan det sees at konsentrasjonen av avleiringsinhibitor i de behandlede fluider er vitalt viktig og kjemisk analyse av avleiringsregulerings-polymerer har alltid vært vanskelig ved ppm-nivåer.
US 6312644 B1 beskriver fluroecent monomerer ifølge formelen hvor M er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, natrium, kalium, cesium, rubidium, lithium og ammonium, og n er valgt fra gruppen bestående av 1, 2, 3, 4, 6 og 9, er anordnet som er anvendelige ved fremstilling av pyranine-merkede polymerer som kan bli detektert ved hjelp av et fluorometer, og kan brukes i industrielle vannsystemer som behandling polymerer.
US 6379612 B1 beskriver sammensetninger av oljeløselige inhibitorer som er egnet for bruk ved inhibering av oljefeltskalldannelse. Sammensetningene omfatter en syreform av en kjent avleiringsinhibitor og et tertiært alkyl primært amin.
Problemet med analyse har nylig blitt vanskeligere i undersjøiske oljefelter på grunn av havbunnskompletteringer hvor flere individuelle brønner er felles på sjøbunnen og de kombinerte fluider ledes gjennom rør til nærmeste produksjonsplattform som kan være flere titalls miles borte. I denne konfigurasjonen, hvis oljeutbyttet avtar i det utvunnede kombinerte fluid, er det ikke mulig å bestemme den spesielle brønn som har for mye avleiring, og/eller å bestemme brønnen hvori avleiringsinhibitor bør tilsettes. På grunn av dette er det enkelte ganger nødvendig å stanse produksjonen for alle brønnene, eller å tilsette for mye avleiringsinhibitor (f.eks. ved tilsetning av for mye avleiringsinhibitor i en brønn hvori mindre er nødvendig). Dette reduserer den totale produktivitet og/eller er ikke kostnadseffektivt.
Kort oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsen retter seg mot de ovennevnte anliggender. Oppfinnelsen vedrører således en fremgangsmåte for stimulering av et oljefelt ved injisering av en inngående strøm av et fluid inn i en oljeproduserende brønn forbundet med oljefeltet, fortrengning av oljen og utvinning av en utgående strøm av fluid omfattende olje, hvori minst to strømmer injiseres inn i minst to produksjonssoner i en oljebrønn eller injiseres inn i minst to forskjellige oljeproduserende brønner hvorfra minst to utgående strømmer fra de to sonene eller brønnene kombineres før utvinning, med en avleiringsinhibitor som har detekterbare deler som innføres i oljefeltet(oljefeltene) og/eller i fluidene,karakterisert vedat to forskjellige avleiringsinhibitorer anvendes, tilpasset til de to sonene eller brønnene, idet de forskjellige avleiringsinhibitorer har forskjellige detekterbare deler som kan skjelnes ved analysering. Disse operasjonene refereres også til som en produksjonsmetode.
Vanligvis omfatter fremgangsmåten videre måling av mengdene av de forskjellige avleiringsinhibitorer i det utvunnede fluid, eller av et fluid avledet derfra, og hvis mengden av en avleiringsinhibitor er under en gitt verdi, typisk minimum-inhibitorkonsentrasjonen, å avhjelpe et avleiringsdannelsesproblem som inntreffer i sonen eller brønnen som avleiringsinhibitoren er dedikert til.
Oppfinnelsen vedrører også nye forskjellige avleiringsinhiberende polymerer som er anvendbare ved utførelse av den ovennevnte metode.
Foreliggende oppfinnelse er særlig egnet til å tilveiebringe en fremgangsmåte for stimulering av et oljefelt ved injisering av en inngående strøm av et fluid inn i en oljeproduserende brønn forbundet med oljefeltet, fortrengning av oljen og utvinning av en utgående strøm av fluid omfattende oljen,
hvori minst to strømmer injiseres inn i minst to produksjonssoner i en oljebrønn eller injiseres inn i minst to forskjellige oljeproduserende brønner hvorfra minst to utgående strømmer fra de to sonene eller brønnene kombineres før utvinning, med en avleiringsinhibitor som har detekterbare deler som innføres i oljefeltet eller oljefeltene og/eller inn i fluidene, der to forskjellige avleiringsinhibitorer anvendes, tilpasset til de to sonene eller brønnene, idet de forskjellige avleiringsinhibitorer har forskjellige detekterbare deler som kan skjelnes ved analysemetode(r)valgt fra indusert koblet plasma, fluorometri og kolometri.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Definisjoner
Med polymer menes en makromolekylær kjede omfattende repeterende enheter. Med kopolymer menes polymerer omfattende repeterende enheter, og som har minst to forskjellige enheter. Kopolymerer inkluderer polymerer som har to forskjellige repeterende enheter, tre forskjellige repeterende enheter (enkelte ganger referert til som ter-polymerer) eller mer.
"MIC" refererer til en minimum-inhibitorkonsentrasjon. MIC kan evalueres i overensstemmelse med en test med statisk beholder som beskrevet i NACE Standatd TM 0197-97, Laboratory Screening test to Determine the Ability ofScale Inhibitors to prevent the precipitation of barium Sulfate and/ or Strontium Sulfate from Solution ( for Oil and Gas Production Systems), Item No. 21228, NACE International, 1997.
ICP-analysemetode refererer til Inductively Coupled Plasma-analysemetoden. Denne analysemetoden er kjent av en fagkyndig i teknikken vedrørende detektering, identifisering og/eller kvantifisering av enkle kjemiske elementer.
Oljeutvinningsprosess og anvendelse av avleiringsinhibitorer
Metoden for stimulering av et oljefelt ved injisering av et fluid er kjent av den fagkyndige i teknikken. Metoden omfatter, men er ikke begrenset til, metoden kjent som "vannflømming" ("water-flooding").
Vannflømming er en alminnelig anvendt teknikk i oljeutvinningsoperasjoner.
Vann injiseres undertrykk inn i formasjonsvannreservoaret via injeksjonsbrønner; denne prosedyren driver oljen gjennom mineralforekomstene og fjellformasjonene inn i produksjonsbrønnene. Den fortrengte oljen utvinnes deretter i en utgående strøm omfattende vannet og oljen. Sjøvann, lett tilgjengelig i offshore-operasjoner, og typisk anvendt for injeksjonsvannet i vannflømmingsoperasjonen, inneholder store mengder av oppløste salter, slik som sulfat. Interaksjon av injeksjonsvannet (i fravær av effektive avleiringsinhibitorer) med formasjonsvannet i reservoaret vil produsere uønskede uorganiske avsetninger (primært avleiringsdannende salter av kalsiumsulfat, bariumsulfat og strontiumsulfat) som til sist blokkerer produksjonsrør, ventiler og pumper i oljeutvinningsprosess-utstyret. Ytterligere betingelser som forverrer avsetningen av avleiringsdannende salter inkluderer trykk, høye temperaturer og høye konsentrasjoner av barium-, strontium-, kalsium- eller jernioner som påtreffes i typiske oljeutvinningsoperasjoner.
For å avhjelpe problemet med avleiringsdannelse kan det anvendes en "innpressings-"prosess. Generelt for-spyles brønnen initialt med sjøvann, eventuelt behandlet med spydspiss-forbindelser slik som surfaktant for kondisjonering av fjellet, deretter utføres et trinn med avleiringsinhibitor-innehold-ende injeksjon; dette etterfølges av en ytterligere tilførsel av sjøvann (overspylingstrinn) for å fordele avleiringsinhibitoren videre inn i reservoaret som skal adsorberes inne i mineralforekomstene og fjellformasjonene (matriks av den underjordiske petroleumsbærende formasjon). Under innpressingsbehandlingen innskrenkes oljeutvinningsoperasjoner. Når oljeproduksjonsoperasjoner gjenopptas, vil den adsorberte avleiringsinhibitor sakte frigjøres (desorberes eller oppløses) fra formasjonsmatriksen og hindre presipiteringen av avleiringsdannende salter under etterfølgende oljeutvinningsoperasjoner. For oljefelterkarakterisertved "strenge" betingelser (slik som høye bariumnivåer eller lav pH), er typiske tidsperioder før ytterligere innpressingsbehandlinger påkrevet (innpressings-levetid) på 1 til 6 måneder; ønskede innpressings-levetider er 6 til 24 måneder, foretrukket 12 til 24 måneder eller lengere. Desto strengere betingelser, desto større er tendensen til metallsulfat-avleiringsdannelse med etterfølgende plugging og groing av oljefeltsmatriksen og oljeproduksjonsutstyret.
For å avhjelpe problemet med avleiringsdannelse er det også mulig å tilsette en avleiringsinhibitor direkte i det injiserte fluid (vanligvis et vannbasert fluid, foretrukket et sjøvannsbasert fluid).
Anvendbare teknikker inkluderer også anbringelse via makaroni-strenger eller plassering i drivrørshylsen i brønnen.
Hvis en innpressingsbehandling anvendes, forstås et fluid omfattende den avleiringsinhiberende polymer enten som et fluid anvendt til å drive den avleiringsinhiberende polymer inn i en brønn eller et formasjonsfjell, eller et fluid hvori nevnte avleiringsinhiberende polymer er blitt frigjort.
Kjemikalie-anbringelse nede i hullet utføres rutinemessig og effektivt ved innpressingsbehandlinger, som beskytter både produksjonsborehullet og formasjonen nær borehullet ut til en radius på 20 fot. Denne satsvise teknikken involverer utsettelse av oljeproduksjon mens kjemikalie pumpes ned i produk-sjonslønnen og inn i formasjonen, innstenging av brønnen for å la kjemikaliet interagere med formasjonsfjellet, og deretter å starte produksjonen påny. Kjemikaliet frigjøres sakte fra fjellet, og returnerer til overflaten i produserte fluider. Beskyttelse mot avleiring krever at inhibitornivåer i produserte fluider er over MIC. Med høy inhibitor-til-formasjon adsorpsjon sees langsomme returer ved lavere konsentrasjoner (adsorpsjon må være optimalisert hvilket gir den påkrevde MIC). Disse returer beskytter større volumer av produserte fluider, hvilket forlenger innpressings-levetid. Innpressingen gjentas når inhibitornivåer i produserte fluider nærmer seg MIC.
Hovedmålet en "merket" ("tagget") polymer inhibitor er å sikre mot avleiring i undersjøiske komplekse utviklinger med store investeringer. Kostnadene med innpressingsbehandlinger i disse brønnene er imidlertid enorme, hovedsakelig på grunn av utsatte olje- og adgangskostnader. Til sammenligning er inhibi-torkjemikalie-kostnadene underordnede. Enhver reduksjon i innpressingsintervallet i disse brønnene, på grunn av bedre inhibitoranalyse fra forskjellige brønner, ville således være en klar kostnadsbesparelse. I tillegg fremmer flere funksjonelle grupper adsorpsjon til formasjonsfjellet og det antas at en subsidiær konsenkvens av å innlemme et hydrofobt "merke" i polymerer kan være økt adsorpsjon av inhibitordannelse.
Hovedtrinnene i innpressingsoperasjoner kan inkludere de følgende:
(i) for-spyling: Dette består av en fortynnet oppløsning av inhibitor i sjøvann som ofte inneholder en surfaktant eller demulgator. Den er tiltenkt å avkjøle formasjonen, og således redusere adsorpsjon nær borehull og utbredelse av inhibitor videre inn i formasjonen. Like viktig er fortrengningen av formasjonsvann og dannelse av en buffersone for å unngå eventuelle inkompatilibiliteter med de høye konsentrasjoner av injisert inhibitor, spesielt når formasjonsvann med høyt saltinnhold/høyt kalsiumion-innhold er involvert. For-spylingen kan også fjerne resterende overflateolje for å øke vann-våthet. (ii) inhibitor-injeksjon: Hoved-inhibitorbehandlingen er typisk 5-10% aktiv inhibitor i sjøvann. Modellering av både den maksimale inhibitoradsorpsjon (fra isotermen, oppnådd enten fra kjerneflømminger eller mer nøyaktig fra historikk-tilpasning) og overflatearealet tilgjengelig for adsorpsjon identifiserer optimale inhibitorkonsentrasjoner og volumer for å maksimere innpressings-levetid uten injeksjon av overskudds-kjemikalie. (iii) overspyling: Storparten av fluidvolumet injiseres i dette trinnet. Fluidet er utformet til å spyle inhibitorpluggen videre inn i formasjonen til en radial avstand på 8 til 15 fot. Dette øker overflatearealet av fjellet som inhibitoren treffer på og øker adsorpsjonsnivåer. Det fortrenger også inhibitor fra borehullets avkjølte nærhet inn i den varmere formasjonen hvor større adsorpsjon finner sted. Modellering av det injiserte volum balanserer økt innpressings-levetid med heving av krav med hensyn til starting av produksjon påny og potensialet for å forandre fuktbarheten av formasjonen. Der er også en risiko for at inhibitoren vil returnere ved nivåer under MIC hvis injisert for langt inn i formasjonen. (iv) "innstenging": Brønnen forlates for å la inhibitoren adsorbere til fjellet. Innstengingstider er typisk 6 til 12 timer, avhengig av den tidslengde som behøves for inhibitoradsorpsjon å nå ekvilibrium. Ved høyere temperatur er adsorp-sjonshastigheter høyere og innstengingsperioder kan reduseres. Modellering balanserer nivået av adsorbert inhibitor mot utsatte oljekostnader. (iv) returproduksjon: Produksjon startes på nytt i den opprinnelige strømningsretningen. Inhibitoren desorberer fra formasjonsfjellet og returnerer til overflaten i de produserte fluider.
I fremgangsmåten i samsvar med oppfinnelsen, er der minst to produksjonssoner eller minst to oljebrønner som simuleres eller anvendes samtidig. Således injiseres minst to strømmer av fluid inn i produksjonssonene, eller injiseres inn i de oljeproduserende brønner. To utgående strømmer omfattende olje oppnås. De to strømmene kombineres til å oppnå en enkelt utvunnet strøm av et fluid omfattende olje. Kombinasjonen av de utgående strømmer utføres vanligvis på sjøbunnen, og den enkle utvunnede strøm ledes vanligvis gjennom rør til et produksjonsanlegg slik som en oljeproduksjonsplattform. Denne konfigurasjonen, hvori utgående strømmer kombineres, forenkler operasjonene og/eller tillater effektivt stimulering av så mange brønner eller soner som er praktisk og/eller kostnadseffektivt. En avleiringsinhibitor anvendes som nevnt ovenfor, enten i samsvar med en innpressingsbehandling, ved injisering ved å innføre nevnte inhibitor i oljefeltet (i de forskjellige produksjonssoner eller brønner), før stimulering, eller ved tilsetning direkte inn i fluidet (fluidene).
I samsvar med oppfinnelsen anvendes forskjellige avleiringsinhibitorer, idet nevnte forskjellige avleiringsinhibitorer er tilpasset til de forskjellige soner eller brønner.
De forskjellige avleiringsinhibitorer har forskjellige detekterbare deler som skjelnes ved analysering. De forskjellige delene refereres også til som merker. Avleiringsinhibitorene er forskjellige på grunn av de forskjellige delene. De andre gruppene, delene eller enhetene vil kunne være identiske i de forskjellige avleiringsinhibitorer. Med andre ord kan forskjellen mellom de forskjellige avleiringsinhibitorer bestå kun av de detekterbare deler eller merker.
Anvendelse av de forskjellige avleiringsinhibitorer som har de forskjellige detekterbare deler tillater analysering av mengden av nevnte avleiringsinhibitorer i det kombinerte utvunnede fluid, og således, siden avleiringsinhibitorene er tilpasset til en sone eller en brønn, bestemme den spesielle sone eller brønn som har for mye avleiring, og/eller bestemme sonen eller brønnen hvori avleiringsinhibitor bør innføres. Denne innføringen av avleiringsinhibitor kan utføres ved tilsetning av avleiringsinhibitor til det spesielle fluid, eller ved innpressing eller gjen-innpressing av sonen eller brønnen. Det unngår tilsetning av avleiringsinhibitorer i soner eller brønner hvori det ikke behøves, og/eller stanser samtidig produksjonen i alle sonene eller brønnene for en gjen-innpressing av alle sonene eller brønnene.
Fremgangsmåten i samsvar med oppfinnelsen omfatter således vanligvis måling av mengdene av forskjellige avleiringsinhibitorer i det utvunnede fluid, eller av et fluid avledet derfra, og hvis mengden av en avleiringsinhibitor er under en gitt verdi, f.eks. MIC, å avhjelpe et avleiringsproblem som inntreffer i sonen eller brønnen som avleiringsinhibitoren er tilpasset til. I løpet av kort tid avhjelpes avleiringsproblemet ved innføring av den passende avleiringsinhibitor i fluidet for den spesielle sone eller brønn som har et avleiringsproblem, eller ved innføring av mer tilpasset avleiringsinhibitor i nevnte fluid, eller ved innføring av den tilpassende avleiringsinhibitor i det spesielle oljefelt som har et avleiringsproblem i overensstemmelse med en innpressingsbehandling. Innføringen av de tilpassede avleiringsinhibitorer utføres foretrukket uten å stanse produksjonen av de andre sonene eller brønnene.
Avleiringsinhibitoren innføres f.eks. i det vannbaserte fluid, eller mer avleiringsinhibitor innføres i fluidet, eller avleiringsinhibitoren innføres i oljefeltet i samsvar med en innpressingsbehandling.
I samsvar med en første utførelsesform av oppfinnelsen innføres avleiringsinhibitorene, f.eks. periodisk, kontinuerlig, hyppig, eller når det behøves i samsvar med analyser, i fluidet. Mer nøyaktig, innføres avleiringsinhibitoren i fluidet for den sone eller brønn som den er tilpasset til. Mengden og hyppigheten kan variere i overensstemmelse med analyse utført på det kombinerte utvunnede fluid.
I samsvar med en andre utførelsesform av oppfinnelsen, innføres de forskjellige avleiringsinhibitorer i oljefeltet før stimulering (dvs. før effektiv fortrengning av råolje), ved å drive forskjellige målte inhibitorer inn i oljefeltet (inn i forskjellige soner eller via forskjellige brønner), i samsvar med en innpressingsbehandling. Mer nøyaktig, drives (eller innpresses) avleiringsinhibitoren inn i forskjellige soner eller via forskjellige brønner, for den sone eller brønn som den er tilpasset til. Hyppigheten av innpressings- (eller gjen-innpressings-) operasjoner for de forskjellige soner eller brønner kan variere i samsvar med analyse utført på det kombinerte utvunnede fluid. Innpressingsprosedyren kan naturligvis omfatte hvilket som helst annet trinn som er anvendbart i en slik prosedyre, slik som for-spyling av sonen med sjøvann. Innpressingsoperasjoner og formuleringer er kjent for den fagkyndige på området oljeutvinning.
Analyse, eller måling av mengdene av de forskjellige avleiringsinhibitorer i det utvunnede fluid, kan utføres ved hjelp av hvilken som helst metode som er egnet for detektering av de forskjellige deler eller merker. I en foretrukket utførelsesform kan alle avleiringsinhibitorene skjelnes ved en enkelt analysemetode. I samsvar med denne utførelsesformen utføres trinnet med måling av mengdene av de forskjellige avleiringsinhibitorer ved bruk av et enkelt apparat.
Analysemetoden(e) avhenger av de detekterbare deler. Egnede analysemetoder inkluderer Induced Doupled Plasma, fluorometri og kolorimetri. Enkelte foretrukne metoder er beskrevet nedenfor, for enkelte foretrukne deler, og avleiringsinhibitorer.
Avleiringsinhibitorer
De forskjellige avleiringsinhibitorer er kjemiske forbindelser som har forskjellige detekterbare deler (merker) og eventuelt identiske eller forskjellige andre grupper, deler eller enheter. Foretrukne avleiringsinhbitorer er merkede avleiringsinhiberende polymerer som har avleiringsinhiberende enheter og merkingsenheter.
Eksempler på foretrukne forskjellige detekterbare deler inkluderer valgt fra gruppen bestående av: a) atom-merkede deler, omfattende minst ett atom valgt fra gruppen bestående av bor, silisium og germanium, b) deler avledet fra acetoksystyren, foretrukket 4-acetoksystyren, eller fra orto-allylfenol,
c) deler avledet fra en monomer med den følgende formel:
hvori:
-X, som er lik eller forskjellig, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y' er en gruppe med formel -L-Arom, hvori
-L er en kovalent binding eller en divalent organisk koblingsgruppe eventuelt omfattende heteroatomer, og -Arom er en gruppe omfattende minst to konjugerte aromatiske ringer, foretrukket minst tre, idet ringene omfatter konjugerte karbonatomer, og eventuelt nitrogen- eller oksygenatomer, og, koblet til karbonatomene,
hydrogenatomer eller substituenter,
d) deler oppnådd ved å reagere, etter polymerisering, enheter som stammer fra vinylbenzylklorid med -8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller -9-(2-(etoksykarbonyl)fenyl)-3,6-bis(etylamino)-2,7-dimetylxantyliumklorid (Rhodamine 6G), eller
-CellTracker Blue CMAC,
eller salter derav,
e) deler avledet fra monomeren oppnådd ved å reagere vinylbenzylklorid med 8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller et salt derav,
f) deler omfattende minst en fosfat- eller fosfonatgruppe,
g) deler omfattende minst en sulfonat- eller sulfonsyregruppe.
Mere detaljer om disse delene er tilveiebragt nedenfor, som deler av enheter av en
polymer.
Eksempler på forskjellige avleiringsinhibitorer som kan anvendes omfatter avleiringsinhbitorer beskrevet i de følgende dokumenter, som er innlemmet ved referanse: GB 2152937; WO 2001007430; WO 98/02492; US 5 808 103; US 6 312 644; US 5 171 450; US 5 043 406; US 4 999 456; US 4 813 973; WO 2001081654; US 5 986 030; WO 2001007430; US 4 194 877; EP 647 598; US 5 378 784; US 6 077 461; WO 00/53235; US 6 218 491; US 5 171 450; US 5 260 386; US 5 216 086; US 5 128 419; US 4 813 973; EP 657 474; US 6 040 406; WO 9735192; EP 0 613 863; US 5 389 548; US 4 894 346; EP 861 846.
Anvendbare avleiringsinhiberende polymerer omfatter også fosfor-endetildekkede polymerer, polyaspartatpolymerer, polyvinylsulfonatpolymerer eller kopolymerer, polyakrylsyrebaserte polymerer.
Andre eksempler på avleiringsinhibitorer som kan anvendes omfatter avleiringsinhibitorene beskrevet i dokumentet WO 03/029153, som innlemmet ved referanse. Disse avleiringsinhibitorer omfatter en fosfat-del som er detekterbar ved I.CP. En av de forskjellige avleiringsinhibitorer kan således være en polymer som har minst en fosfat-del, dannet fra monomerer valgt fra gruppen bestående av minst en etylenisk umettet (di)karboksylsyremonomer, minst en etylenisk umettet vinylsulfonatmonomer, og blandinger derav.
Merket avleiringsinhiberende kopolymer
De forskjellige avleiringsinhibitorer, alle eller enkelte av dem, er fordelaktig merkede avleiringsinhiberende polymerer omfattende minst to forskjellige enheter: avleiringsinhiberende enheter og merkingsenheter. Siden polymeren omfatter minst disse to forskjellige enhetene, kan polymeren også refereres til som en kopolymer. De avleiringsinhiberende enheter hindrer avleiringsdannelse. Merkingsenhetene er detekterbare ved en analysemetode. Det er ikke utelukket at merkingsenhetene også hindrer avleiringsdannelse. Det er ikke utelukket at de avleiringsinhiberende enheter er detekterbare.
Polymerene oppnås ved polymerisering av monomerer, og deretter eventuelt videre å reagere den oppnådd polymer med en forbindelse for å kjemisk modifisere minst et antall av mål-enheter innlemmet for deres potensiale til å danne kovalente bindinger med den innførte forbindelse. Denne ytterligere reaksjonen refereres heretter til som en etter-polymerisasjonsreaksjon. Etter-polymerisasjonen utføres vanligvis for å modifisere enheter av polymeren som vil utgjøre merkingsenheter.
Hvilken som helst polymerisasjonsmetode kan anvendes til å fremstille polymerene. Fri-radikal-polymerisasjonsmetoder er foretrukne. Egnede metoder inkluderer vandig bulk/dispersjonspolymerisasjon, oppløsningspolymerisasjon eller emulsjons-polymerisasjon. Den foretrukne polymerisasjonsprosess er oppløsningspolymerisasjon. I samsvar med en slik prosess fylles vann i en reaksjonsbeholder utstyrt med en mekanisk rører og vannkondensator og oppvarmes til 90°C. Til dette kan det tilsettes polymerisasjonsinitiatorer eller disse kan tilføres senere. Den "merkede" monomer kan også tilsettes til denne tilførselen, tilsettes til polymertilførselen eller tilføres separat. En eller flere monomertilførseler, oppløselig initiatortilførsel og eventuelt en kjedeoverførings-reagens-tilførsel tilsettes til beholderen i løpet av 6 timer. Nøytralisering etter polymerisasjon til det påkrevde nivå utføres med et passende salt. Disse prosessene og metodene er kjent av en fagkyndig i teknikken.
Nye avleiringsinhiberende polymerer
De nye avleiringsinhiberende polymerer som er anvendbare ved utførelse av fremgangsmåten er avleiringsinhiberende polymer omfattende avleiringsinhiberende enheter og merkingsenheter, hvori merkingsenhetene er valgt fra gruppen bestående av: a) atom-merkede enheter, omfattende minst ett atom valgt fra gruppen bestående av bor, silisium og germanium, b) enheter avledet fra acetoksystyren, foretrukket 4-acetoksystyren, eller fra orto-allylfenol,
c) enheter avledet fra en monomer med den følgende formel:
hvori:
-X, som er lik eller forskjellig, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y' er en gruppe med formel -L-Arom, hvori
-L er en kovalent binding eller en divalent organisk koblingsgruppe eventuelt omfattende heteroatomer, og -Arom er en gruppe omfattende minst to konjugerte aromatiske ringer, foretrukket minst tre, idet ringene omfatter konjugerte karbonatomer, og eventuelt nitrogen- eller oksygenatomer, og, koblet til nevnte karbonatomer,
hydrogenatomer eller substituenter,
d) enheter oppnådd ved å reagere, etter polymerisasjon, enheter avledet fra vinylbenzylklorid med -8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller -9-(2-(etoksykarbonyl)fenyl)-3,6-bis(etylamino)-2,7-dimetylxantyliumklorid (Rhodamine 6G), eller
-CellTracker Blue CMAC,
eller salter derav,
e) enheter avledet fra monomeren oppnådd ved å reagere vinylbenzylklorid med 8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller et salt derav. a) I en utførelsesform er merkingsenhetene av kopolymeren atom-merkede enheter, omfattende minst ett atom valgt fra gruppen bestående av bor, silisium og
germanium. Disse enhetene kan detekteres ved hvilken som helst metode som er passende for detektering av et bor-, silisium- eller germaniumatom, slik som ICP. Bor kan også detekteres (0-14 mg/l) ved dets reaksjon med karminsyre og detekteres fotometrisk. Lave silikanivåer (0-1,6 mg/l) kan også detekteres på den samme måten som fosfor, ved anvendelse av dets reaksjon med molybdatsblått til å gi silikomolybdensyre, som kan reduseres med en aminosyre til å gi en intens blåfarge proporsjonal med silikakonsentrasjonen. Referansen for begge disse analytiske teknikker er HACH Water Analysis Handbook).
Hvilken som helst enhet omfattende de ovennevnte atomer kan anvendes som en merkingsenhet. Enhetene kan være avledet fra monomerer omfattende nevnte atom, før polymerisering. Enhetene kan også oppnås i samsvar med et etter-polymerisasjonsskjema, ved å reagere forløper-enheter med en forbindelse omfattende atomet.
a1) Eksempler på atom-merkede enheter inkluderer enheter omfattende et boronat eller borgruppe, slik som:
a1.1) enheter avledes fra 4-vinylbenzylboronsyre eller 4-vinylbenzylboronboronat (VBB), akryloylbenzenboronsyre eller akryloylbenzenboronat, metakryloylbenzenboronsyre eller metakryloylbenzenboronat, 3-alkylamodifenylborsyre, eller 3-alkylamodifenylboronat, 3-metalkylamodifenylborsyre, eller 3-metalkylamodifenylboronat, a1.2) Enheter oppnådd etter å reagere, etter polymerisasjon, enheter omfattende en trimetylsilangruppe og BBr3og eventuelt ytterligere å reagere med en alkohol. a2) Eksempler på atom-merkede enheter inkluderer også enheter oppnådd ved å reagere, etter polymerisasjon, enheter avledet fra glyserolmonometylakrylat og en borholdig forbindelse slik som borsyre eller boronsyre (hydroboreringsreaksjon). a3) Eksempler på atom-markerte enheter inkluderer også allyltrietyl germanium, a4) Eksempler på atom-markerte enheter inkluderer også vinyltrialkylsilan, slik som vinyltrimetylsilan.
b) I en annen utførelsesform er merkingsenhetene av kopolymeren enheter avledet fra acetoksystyren, foretrukket 4-acetoksystyren, foretrukket hydrolysert, eller fra
orto-allylfenol (det er alkoholen som reagerer med diazoniumet). Disse enhetene kan detekteres ved hvilken som helst passende metode, slik som en kolorimetrisk metode, etter eksponering for en deteksjonsreagens slik som et diazoniumsalt. Fargeintensiteten frembragt av reaksjonsproduktet kan måles ved et UV/synlig spektrofotometer. Et passende diazoniumsalt er p-nitrobenzendiazoniumheksafluorfosfat. Det anses at fargeintensiteten er relatert til reaksjonsprodukt-konsentrasjon (som er ekvivalent med polymerkonsentrasjon) gjennom Beer-Lambert Loven. Polymerkonsentrasjoner fastsettes ved sammenligning av fargeintensiteten av polymerprøven med et kalibreringsplott oppnådd fra polymerprøver av en kjent konsentrasjon.
For å muliggjøre at reaksjonen finner sted må 4-acetoksystyrenet har sin estergruppe hydrolysert til alkoholen ved koking av oppløsningen. Absorbans kan måles ved 500 nm. Det følgende skjema er et eksempel med orto-allylfenol:
c) I en annen utførelsesform er merkingsenhetene av kopolymeren enheter avledet fra en monomer med den følgende formel:
hvori:
-X, som er lik eller forskjellig, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe,
-Y' er en gruppe med formel -L-Arom, hvori
-L er en kovalent bundet eller en divalent organisk koblingsgruppe eventuelt omfattende heteroatomer, og -Arom er en gruppe omfattende minst to konjugerte aromatiske ringer, foretrukket minst tre, idet nevnte ringer omfatter konjugerte karbonatomer, og eventuelt nitrogen- eller oksygenatomer, og, koblet til nevnte karbonatomene, hydrogenatomer eller substituenter.
Arom er foretrukket en gruppe som har minst 10 konjugerte karbonatomer, foretrukket minst 14 karbonatomer i minst tre konjugerte aromatiske ringer.
De konjugerte aromatiske ringer er foretrukket Cs eller C6ringer.
Arom er fordelaktig en gruppe som har en naftalen-, en antracen-, en pyren- eller en fenantren-del, idet nevnte del eventuelt har substituenter.
L er foretrukket en kovalent bundet eller en divalent Ci-Ci2-alkylgruppe, eller en gruppe med formel -0, -CO-O-, CO-NH-, eller-0-CO-.
Spesielt foretrukne merkingsenheter er enheter avledet fra vinylantracen, foretrukket fra 9-vinylantracen.
Foretrukket er minst en av de forskjellige avleiringsinhibitorer en merket avleiringsinhiberende polymer omfattende merkingsenheter avledet fra 9-vinylantracen.
Andre enheter inkluderer enheter avledet fra a-vinylnaftalen, 1-vinylpyren, 4-vinyl-9,10-difenylantracen, 3-vinylfenantren, 9-vinylakridin.
Disse enhetene kan detekteres ved hvilken som helst passende metode, slik som fluorometri, f.eks. ved anvendelse av et fluorometer med fast bølgelengde. Vanligvis er deteksjon ved polymerens maksimale eksitasjons-(eks) og emisjons-(em) bølgelengde. Disse kan bestemmes ved anvendelse av et skanning fluorometer i skanningmodus. Det anses at nivået av fluorescens bestemmes gjennom Beer-Lambert Loven. Polymerkonsentrasjoner fastsettes således ved sammenligning av emisjonsintensiteten av polymerprøven med et kalibreringsplott oppnådd fra polymerprøver av en kjent konsentrasjon. d) I en annen utførelsesform er merkingsenhetene enheter oppnådd ved å reagere, etter polymerisasjon, enheter avledet fra vinylbenzylklorid med: -8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre, eller -9-(2-(etoksykarbonyl)fenyl)-3,6-bis(etylamino)-2,7-dimetylxantyliumklorid (Rhodamine 6G), eller
-CellTracker Blue CMAC,
eller salter derav.
Disse enhetene kan bestemmes ved anvendelse av et skanning fluorometer i skanningmodus. Det anses at nivået av fluoroscens bestemmes gjennom Beer-Lambert Loven. Polymerkonsentrasjoner fastsettes således ved sammenligning av emisjonsintensiteten av polymerprøven med et kalibreringsplott oppnådd fra polymerprøver av en kjent konsentrasjon. Eksempler på verdier er tilveiebragt nedenfor, uten noen intensjon om å begrense rammen av oppfinnelsen.
f) I en annen utførelsesform er merkingsenhetene enheter omfattende minst en fosfat- eller fosfonatgruppe, slik som enheter avledet fra fosfat(met)akrylat, og (met)allylhydroksyfosfater. Disse enhetene kan detekteres ved hvilken som helst passende metode, slik som ICP. g) I en annen utførelsesform er merkingsenhetene enheter omfattende minst en sulfonat- eller sulfonsyregruppe, slik som styrensulfonat og styrensulfonsyre.
Disse enhetene kan detekteres ved hvilken som helst passende metode, slik som en kolorimetrisk metode, f.eks. ved UV/synlig spektroskopi, ved en maksimal absorbans. Det anses at fargeintensiteten er relatert til polymerkonsentrasjon gjennom Beer-Lambert Loven. Polymerkonsentrasjoner fastsettes ved sammenligning av fargeintensiteten av polymerprøven med et kalibreringsplott oppnådd fra polymerprøver av en kjent konsentrasjon. Denne typen analyse er kjent av den fagkyndige i teknikken.
Avleiringsinhiberende enheter
De avleiringsinhiberende enheter velges foretrukket fra gruppen bestående av:
-vinylsulfonsyre, eller vinylsulfonatsalter,
-vinylfosfonsyre, eller vinylfosfonatsalter,
-vinylidendifosfonsyre, eller salter derav,
-akrylsyre
-metakrylsyre,
-vinylacetat,
-vinylalkohol,
-forskjellige umettede mono- eller dikarboksylsyrer eller anhydrider, slik som maleinsyreanhydrid, maleinsyre, fumarsyre, itaconsyre, aconitinsyre, mesaconsyre, sitraconsyre, krotonsyre, isokrotonsyre, angelinsyre, tiglinsyre,
-vinylklorid,
-styren-p-sulfonsyre, eller styrensulfonatsalter,
-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS)
-hydroksyfosfonoeddiksyre (HPA),
-hypofosforsyrlinger slik som H3PO3, som gir enheter med formel -PO(OH)-,
-akrylamider,
-propargylalkohol med formel HC=C-CH2-OH,
-butyr-1,4-diol og
-blandinger derav.
Det nevnes at monomerer som omfatter en hydroksylgruppe (f.eks. HPA eller vinylalkohol) kan bistå adsorpsjon til bariumsulfatkrystaller, alkoholgruppe som gir god adsorpsjon til aktive krystallvekstseter, som effektivt blokkerer dem, som er anvendbare for saltlaker med høyt Ca-innhold, som inaktiverer andre sure funksjonelle grupper. Monomerer som omfatter en amingruppe kan bistå adsorpsjon til kalsiumkarbonatkrystaller. Andre sulfonerte monomerer (f.eks. AMPS eller vinylsulfonsyre eller sulfonatsalter) kan bistå saltlake-kompatibilitet.
Andre enheter (annen funksjon)
Mens de ovennevnte enheter vanligvis omfattes i polymer-ryggraden, nevnes det at kopolymeren kan omfatte andre enheter og/eller andre grupper. De andre gruppene inkluderer grupper som er bundet til minst en polymer-ende. Disse gruppene kan resultere fra en polymerisasjonsinitiator eller kan være ende-tildekkingsgrupper. De vil eventuelt kunne ha ingen spesiell funksjon, eller vil kunne utgjøre avleiringsinhiberende grupper, merkingsgrupper, eller grupper som hjelper til ved formulering av inhibitoren, eller annet.
Andre grupper eller enheter inkluderer således grupper eller enheter med formel X"203P-CHY"CZ"2P02X"-, hvori X" er H eller et alkalimetall, jordalkalimetall eller annet polyvalent metall, ammonium eller en organisk base, gruppene Y" og hver Z", som kan være like eller forskjellige, er hver hydrogen, en PO3X2, SO3X eller CO2X gruppe eller en alkyl eller aryl-del. Eksempler er enheter avledet fra et addukt av vinylfosfonsyre (VPA) eller vinylidin-1,1-di-fosfonsyre (VDPA) og hypofosforsyrling eller et salt derav. Slike grupper eller enheter er beskrevet i dokumentet EP 861846. Andre mulige grupper eller enheter er beskrevet i GB 1458235. Disse andre gruppene eller enhetene kan hjelpe til ved detektering av polymeren, og/eller ved å ha en avleiringsinhiberende effekt.
Styrensulfonsyre, styrensulfonater, 4-vinylbenzensulfonsyre eller 4-vinylbenzensulfonater kan hjelpe til ved regulering av desorpsjon av den avleiringsinhiberende polymer i såkalte innpressingsbehandlinger, særlig ved høy temperatur og/eller høyt trykk.
Molekylvektsdata og andre parametere
Polymeren i samsvar med oppfinnelsen har foretrukket en vektmidlere molekylvekt fra 500 til 20000 g/mol, og mer foretrukket fra 1000 til 8000 g/mol. Den vektmidlere molekylvekten til polymeren, eller kopolymeren, kan måles ved størrel-seseksklusjonskromatografi/gelpermeasjonskromatografi (GPC). Størrelseseksklusjonskromatografi krever føring av en polymer ned en GPC pakket kromatografikolonne. Porestørrelsen i kolonnen er tilpasset et molart masseområde for spesifikk polymer. Når polymeren eluerer gjennom kolonnen passerer de mindre polymerkjeder inn i porene og de lengere polymerkjeder elueres således først. Eluert polymer kan detekteres ved hjelp av en rekke detektorer inkluderende: differensiell brytningsindeks, ultrafiolett, infrarødt og eksaporativt lysespredning. Analysen gir den molare massespredning for en polymerprøve. Spesifikke statistiske molare massegjennomsnitt (Mw, Mn, Mz) oppnås ved sammenligning av elueringstider med spesialiserte standard polymerer med en lav molar massespredning og kjent molar masse.
Når de avleiringsinhiberende enheter er polyakrylsyreenheter, er den vektmidlere molekylvekt foretrukket fra 2000 til 7000 g/mol.
Det nevnes videre at kopolymeren i samsvar med oppfinnelsen kan tilføres i en syreform eller nøytralisert til å gi et (delvis) nøytralisert salt. Tilførselens pH bestemmes ved mange faktorer, inkluderende mineralogien til formasjonen for et innpressingskjemikalie.
Mengder av merkingsenheter i polymeren
Polymeren i samsvar med oppfinnelsen omfatter en effektiv deteksjonsmengde av merkingsenhetene. For merkingsenhetene kan polymeren f.eks. ha en molar mengde av merkingsenheter opp til 5%, men fordelaktig fra 0,01 til 0,2%.
Avleiringsinhibitoren innføres foretrukket i en blanding, f.eks. et fluid, enten en inngående strøm eller en innpressingsblanding, f.eks. et innpressingsfluid.
Fluidene er foretrukket vannbaserte fluider, vanligvis sjøvannsbaserte fluider, men andre fluider er ikke utelukket. For eksempel kan glykol- eller glykoleterbaserte løsningsmidler anvendes. Enkelte anvendbare formuleringer av fluider for innpressingsbehandlinger er tilveiebragt i dokumentet WO 98/30783, som er innlemmet ved referanse.
Avleiringsinhibitoren i samsvar med oppfinnelsen kan anvendes i kombinasjon med et annet, og/eller i forbindelse med andre vannbehandlingsmidler inkluderende: surfaktanter, slik som anioniske surfaktanter (f.eks. C10-20 alkylbenzensulfonater, C10-20 olefinsulfonater, C10-20 alkylsulfater, C10-20 alkyl 1 til 25 mol etersulfater, C10-20 paraffinsulfonater, C10-20 såper, C10-20 alkylfenolsulfater, suIfosuccinater, sulfosuccinamater, ligninsulfonater, fettsyreestersulfonater, C10-20 alkylfenyletersulfater, C10-20 alkyletanolamidsulfater, C10-20 alfa-sulfofettsyresalter, C10-20 acylsarkosinater, isetionater, C10-20 acyltaurider, C10-20 alkylhydrogenfosfater), ikke-ioniske surfaktanter (f.eks. etoksylerte og/eller propoksylerte C10-20 alkoholer, etoksylerte og/eller propoksylerte C10-20 karboksylsyrer, alkanolamider, aminoksyder, og/eller C10-20 acylsorbitan- og/eller glyseryletoksylater), amfotære surfaktanter (f.eks. betainer, sulfobetainer, og/eller kvaterniserte imidazoliner), og/eller kationiske surfaktanter (f.eks. benzalkoniumsalter, C10-20 alkyltrimetylammoniumsalter, og/eller C10-20 alkyltrimetyl- eller tris(hydroksymetyl)fosfoniumsalter); sekvestreringsmidler, chelatdannere, korrosjonsinhibitorer og/eller andre terskelmidler (f.eks. natriumtripolyfosfat, natriumetylendiamintetracetat, natriumnitrilotriacetat, tetra-kaliumpyrofosfat, acetodifosfonsyre og dens salter, ammoniumtrismetylenfosfonsyre og dens salter, etylendiamintetrakis(metylenfosfon)syre og dens salter, dietylentriaminpentakis(metylenfosfon)syre og dens salter); tolyltriazol og blandinger av nitrat, benzoat, HHP og/eller PTCB), biocider (f.eks. tetrakis(hydroksymetyl)-fosfoniumsalter, formaldehyd, glutaraldehyd); oksyderende biocider og/eller blekemidler (f.eks. klor, klordioksyd, hydrogenperoksyd, natriumperborat); skumregulerende midler slik som silikon-antiskummidler; oksygenfjernere slik som hydraziner og/eller hydroksylaminer; pH-reguleringsmidler og/eller buffringsmidler slik som aminer, borater, sitrater og/eller acetater; kromsalter; zinksalter; og/eller andre vannbehandlingsmidler slik som polymere dispergeringsmidler og koaguleringsmidler inkluderende polymalein-, polyakryl- og polyvinylsulfonsyrer og deres salter, stivelser og/eller karboksymetylcellulose, og/eller molybdater. Oppfinnelsen tilveiebringer formuleringer omfattende en effektiv mengde av et produkt i henhold til oppfinnelsen som nevnt i det foregående og hvilket eller hvilke som helst av de ovennevnte kjente vannbehandlingsmidler. slike formuleringer kan f.eks. inneholde fra 5 til 95 vekt% av et produkt i henhold til oppfinnelsen og fra 5 til 90 vekt% av ett eller flere av hvilket eller hvilke som helst av de ovennevnte vannbehandlingsmidler.
Mer spesielt kan fluidet videre omfatte tilsetningsstoffer valgt fra de følgende: -korrosjonsinhibitorer (imidazolin og kvaternære ammoniumsalter) -hydratinhibitorer (slik som metanol) og kinetiske inhibitorer slik som anti-agglomerasjonsmidler
-asfalteninhibitorer
-voksinhibitorer
-biocider (slik som TH PS, f.eks. markedsført av Rhodia som Tolcide PS)
-demulgatorer
-surfaktanter
-andre avleiringsinhibitorer.
En vandig oppløsning av avleiringsinhibitorer kan anvendes i injeksjonstrinnet (innpressingsbehandling); typisk er konsentrasjonen av avleiringshihibitor fra 0,5 til 20 vekt%, og foretrukket fra 2 til 10 vekt% av den vandige oppløsning. Når produksjonsvannet fra oljebrønnen begynner å vise reduserte nivåer av avleiringsinhibitoren vil ytterligere innpressingsbehandlinger være påkrevet. Effektiv avleiringsinhibering vil generelt opprettholdes ved inhibitornivåer over omtrent 25 ppm (i produksjonsvannet eller i formasjonsvannet). Desto mer effektiv regulering av mengden av avleiringsinhiberende polymer er, desto lavere kan nivået være av avleiringsinhibitor i produksjonsvannet før ytterligere behandling er påkrevet. Den repeterende behandling involverer injisering av ytterligere vandig oppløsning av den vannoppløselige polymer inn i de underjordisk petroleumsbærende formasjoner ved tidsintervaller valgt til å tilveiebringe mengder av den vannoppløselige polymer som er effektive til å opprettholde avleiringsinhibering.
For innpressingsbehandlingsanvendelser kan fluidet benyttes i forbindelse med spydhode-kjemikalier, særlig surfaktanter og/eller emulgeringsmidler. Disse kjemikaliene tilføres vanligvis før innpressingsinhibitoren for å hjelpe til med adsorpsjon på fjellet og å minimalisere emulgeringsproblemer. Anvendbare formuleringer og prosedyrer læres i dokumentet WO 98/20783.
Det er videre nevnt at det produserte vann- og oljeutvinningsfluid kan omfatte spor av råolje eller av uorganiske rester, som ikke er blitt fullstendig separert fra de produserte fluider.
Mengder (avleiringsinhibitor)
Mengden av polymer som anvendes avhenger normalt av anvendelsen. For innpressingbehandlingsanvendelser vil kopolymeren typisk tilføres nede i hullet som en konsentrert oppløsning i et passende bærerfluid. Typiske konsentrasjoner av inhibitoren vil være 1-50%, mer foretrukket 5-20%. Bærerfluidet kan være sjøvann, produsert vann, aquifer-vann, membranbehandlet vann, f.eks. avsulfatert vann eller blandinger av de ovennevnte. Alternativt kan bærerfluidet være basert på et kompatibelt løsningsmiddel, f.eks. glykoler eller glykoletere.
Minimum-inhibitorkonsentrasjonen (MIC) vil vanligvis variere med vannkjemien men vil typisk være i området 1-500 ppm, idet de høyere verdiene er relevante for de med alvorlige avleiringsomgivelser.
Claims (11)
1. Fremgangsmåte for stimulering av et oljefelt ved injisering av en inngående strøm av et fluid inn i en oljeproduserende brønn forbundet med oljefeltet, fortrengning av oljen og utvinning av en utgående strøm av fluid omfattende oljen,
hvori minst to strømmer injiseres inn i minst to produksjonssoner i en oljebrønn eller injiseres inn i minst to forskjellige oljeproduserende brønner hvorfra minst to utgående strømmer fra de to sonene eller brønnene kombineres før utvinning, med en avleiringsinhibitor som har detekterbare deler som innføres i oljefeltet eller oljefeltene og/eller inn i fluidene,
karakterisert vedat to forskjellige avleiringsinhibitorer anvendes, tilpasset til de to sonene eller brønnene, idet de forskjellige avleiringsinhibitorer har forskjellige detekterbare deler som kan skjelnes ved analysemetode(r)valgt fra indusert koblet plasma, fluorometri og kolometri.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori de forskjellige avleiringsinhibitorer innføres i fluidet.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori de forskjellige avleiringsinhibitorer innføres i oljefeltet før stimulering, ved å drive de forskjellige avleiringsinhibitorer inn i de forskjellige oljefelt, i samsvar med en innpressingsbehandling, idet avleiringsinhibitorene frigjøres i de utgående strømmer.
4. Fremgangsmåte som angitt i ett eller flere av de foregående krav, hvori de forskjellige detekterbare deler velges fra gruppen bestående av: a) atom-merkede deler, omfattende minst ett atom valgt fra gruppen bestående av bor, silisium og germanium, b) deler avledet fra acetoksystyren, foretrukket 4-acetoksystyren, eller fra orto-allylfenol, c) deler avledet fra en monomer med den følgende formel:
hvori: -X, som er lik eller forskjellig, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe, -Y er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe, -Y' er en gruppe med formel -L-Arom, hvori -L er en kovalent binding eller en divalent organisk koblingsgruppe eventuelt omfattende heteroatomer, og -Arom er en gruppe omfattende minst to konjugerte aromatiske ringer, foretrukket minst tre, idet ringene omfatter konjugerte karbonatomer, og eventuelt nitrogen- eller oksygenatomer, og,koblet til karbonatomene, hydrogenatomer eller substituenter, d) deler oppnådd ved å reagere, etter polymerisering, enheter avledet fra vinylbenzylklorid med -8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre, eller -9-(2-(etoksykarbonyl)fenyl)-3,6-bis(etylamino)-2,7-dimetylxantyliumklorid (Rhodamine 6G), eller -CellTracker Blue CMAC,
eller salter derav, e) deler avledet fra monomeren oppnådd ved å reagere vinylbenzylklorid med 8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller et salt derav, f) deler omfattende minst en fosfat- eller fosfonatgruppe, g) deler omfattende minst en sulfonat- eller sulfonsyregruppe.
5. Fremgangsmåte som angitt i ett eller flere av de foregående krav, hvori de forskjellige avleiringsinhibitorer med forskjellige detekterbare deler er avleiringsinhiberende polymerer omfattende avleiringsinhiberende enheter og forskjellige merkingsenheter som har de forskjellige delene, hvori merkingsenhetene er valgt fra gruppen bestående av: a) atom-merkede enheter, omfattende minst ett atom valgt fra gruppen bestående av bor, silisium og germanium, b) enheter avledet fra acetoksystyren, foretrukket 4-acetoksystyren, eller fra orto-allylfenol, c) enheter avledet fra en monomer med den følgende formel:
hvori: -X, som er lik eller forskjellig, er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe, -Y er et hydrogenatom eller en Ci-C4alkylgruppe, -Y' er en gruppe med formel -L-Arom, hvori -L er en kovalent binding eller en divalent organisk koblingsgruppe eventuelt omfattende heteroatomer, og -Arom er en gruppe omfattende minst to konjugerte aromatiske ringer, foretrukket minst tre, idet ringene omfatter konjugerte karbonatomer, og eventuelt nitrogen- eller oksygenatomer, og, koblet til nevnte karbonatomer, hydrogenatomer eller substituenter, d) enheter oppnådd ved å reagere, etter polymerisering, enheter avledet fra vinylbenzylklorid med -8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre, -9-(2-(etoksykarbonyl)fenyl)-3,6-bis(etylamino)-2,7-dimetylxantyliumklorid (Rhodamine 6G), eller -CellTracker Blue CMAC,
eller salter derav, og e) enheter avledet fra monomeren oppnådd ved å reagere vinylbenzylklorid med 8-aminopyren-1,3,6-trisulfonsyre eller et salt derav.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, hvori minst en av de forskjellige avleiringsinhibitorer er en merket avleiringsinhiberende polymer omfattende merkingsenheter avledet fra 9-vinylantracen.
7. Fremgangsmåte som angitt i ett av kravene 5 til 6, hvori de avleiringsinhiberende enheter er avledet fra monomerer valgt fra gruppen bestående av: -vinylsulfonsyre, eller vinylsulfonatsalter, -vinylfosfonsyre, eller vinylfosfonatsalter, -akrylsyre, metakrylsyre, -maleinsyreanhydrid, maleinsyre, -styren-p-sulfonsyre, eller styrensulfonatsalter, -akrylamido-2-metylpropansulfonsyre (AMPS), og -blandinger derav.
8. Fremgangsmåte som angitt i ett av de foregående krav, omfattende måling av mengdene av de forskjellige avleiringsinhibitorer i det utvunnede fluid, eller av et fluid avledet derfra, og hvis mengden av en avleiringsinhibitor er under en gitt verdi, å avhjelpe av et avleiringsproblem som inntreffer i sonen eller brønnen som avleiringsinhibitoren er avpasset til.
9. Fremgangsmåte som angitt i det foregående krav, hvori avleiringsinhibitoren innføres i det vannbaserte fluid, eller mer avleiringsinhibitor innføres i fluidet, eller avleiringsinhibitoren innføres i oljefeltet i samsvar med en innpressingsbehandling.
10. Fremgangsmåte som angitt i ett av de foregående krav, hvori avleiringsinhibitorene kan skjelnes ved en enkelt analysemetode.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvori den enkelte analysemetode er en fluorometrimetode.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US48225703P | 2003-06-25 | 2003-06-25 | |
US48227103P | 2003-06-25 | 2003-06-25 | |
PCT/EP2004/006975 WO2005001241A2 (en) | 2003-06-25 | 2004-06-25 | Method for stimulating an oilfield comprising using different scale-inhibitors |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20056095L NO20056095L (no) | 2006-02-17 |
NO340378B1 true NO340378B1 (no) | 2017-04-10 |
Family
ID=33555582
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20056094A NO331137B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-12-21 | Merkede avleiringsinhiberende kopolymerer, sammensetninger omfattende de samme, og fremgangsmate for forebygging eller regulering av avleiringsdannelse |
NO20056095A NO340378B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-12-21 | Fremgangsmåte for å stimulere et oljefelt omfattende forskjellige avleiringsinhibitorer |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20056094A NO331137B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-12-21 | Merkede avleiringsinhiberende kopolymerer, sammensetninger omfattende de samme, og fremgangsmate for forebygging eller regulering av avleiringsdannelse |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7943058B2 (no) |
EP (2) | EP1636142B1 (no) |
AT (2) | ATE438592T1 (no) |
BR (2) | BRPI0411780B1 (no) |
CA (2) | CA2529895C (no) |
DE (2) | DE602004013316T2 (no) |
DK (2) | DK1639228T3 (no) |
ES (2) | ES2302002T3 (no) |
MX (2) | MXPA05014149A (no) |
NO (2) | NO331137B1 (no) |
RU (2) | RU2315778C2 (no) |
WO (2) | WO2005000747A2 (no) |
Families Citing this family (67)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100171070A1 (en) * | 2006-12-21 | 2010-07-08 | Basf Se Patents, Trademarks And Licenses | PROCESS AND POLYMER FOR PREVENTING Ba/Sr SCALE WITH A DETECTABLE PHOSPHORUS FUNCTIONALITY |
US8673827B1 (en) * | 2007-11-28 | 2014-03-18 | Los Alamos National Security, Llc | Method of analysis of polymerizable monomeric species in a complex mixture |
RU2383727C2 (ru) * | 2007-11-30 | 2010-03-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта |
CN101952546A (zh) | 2007-12-17 | 2011-01-19 | 卢克斯创新有限公司 | 用于监测流经流体输导和容纳系统的流动的组合物和方法 |
CA2709550A1 (en) | 2007-12-17 | 2009-06-25 | Lux Innovate Limited | Compositions and methods for maintenance of fluid conducting and containment systems |
US8323416B2 (en) * | 2008-06-30 | 2012-12-04 | Uop Llc | Process and composition for removing a scale deposit |
US20090320877A1 (en) * | 2008-06-30 | 2009-12-31 | Bradley Steven A | Process and composition for removing a scale deposit |
US8173580B2 (en) * | 2008-10-21 | 2012-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Boron crosslinkers for fracturing fluids with appreciably lower polymer loading |
US9534167B2 (en) | 2008-10-21 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method using polyboronic compound |
GB0907732D0 (en) * | 2009-05-06 | 2009-07-22 | Absolute Petro Hydro Tech Co Ltd | Tagged scale inhibitors |
US10519362B2 (en) * | 2009-07-18 | 2019-12-31 | University Of Wyoming | Single-well diagnostics and increased oil recovery by oil injection and sequential waterflooding |
WO2011032227A1 (en) * | 2009-09-17 | 2011-03-24 | M-I Australia Pty Ltd | Methods for selection of a naphthenate solids inhibitor and test kit, and method for precipitating naphthenate solids |
WO2011063459A1 (en) | 2009-11-26 | 2011-06-03 | M-I Australia Pty Ltd | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons |
US10689280B2 (en) * | 2009-12-31 | 2020-06-23 | Ecolab Usa Inc. | Method for the removing and reducing scaling |
CN102858908B (zh) * | 2010-03-10 | 2015-11-25 | 巴斯夫欧洲公司 | 聚羧酸化物表面活性剂混合物在微乳液驱油中的用途 |
CA2703319C (en) * | 2010-05-05 | 2012-06-12 | Imperial Oil Resources Limited | Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes |
CN102241441B (zh) * | 2010-05-14 | 2015-12-02 | 纳尔科公司 | 包含aa-amps共聚物和pma的组合物及其用途 |
US20120032093A1 (en) * | 2010-08-03 | 2012-02-09 | Kemira Chemicals Inc. | Tagged scale inhibitor compositions and methods of inhibiting scale |
US9212551B2 (en) * | 2010-12-13 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical scavenger for downhole chemical analysis |
US9052289B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrogen sulfide (H2S) detection using functionalized nanoparticles |
KR101197648B1 (ko) | 2010-12-21 | 2012-11-09 | 세종대학교산학협력단 | 지층수 차단을 위한 폴리머 순차적 주입 공정 시뮬레이션 장치 및 방법 |
RU2466171C2 (ru) * | 2010-12-23 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (варианты) |
CA2823106C (en) | 2011-01-19 | 2019-02-19 | Rhodia Operations | Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield |
US8921597B2 (en) | 2011-06-06 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Preparation of boron crosslinking agents for fracturing fluids |
FI2737109T3 (fi) * | 2011-07-29 | 2023-03-15 | Kemira Oyj | Metallisuolasakkaa inhiboivia polymeerejä ja menetelmiä metalli-suolasakan muodostumisen ehkäisemiseksi |
GB201116530D0 (en) * | 2011-09-26 | 2011-11-09 | Champion Technologies Ltd | Method |
EP2650314A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-16 | Clariant International Ltd. | Process for inhibition of sulphide scales |
US9145508B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-09-29 | Ian D. Smith | Composition for removing scale deposits |
WO2014009445A1 (en) | 2012-07-10 | 2014-01-16 | Toivonen Susanna | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation |
US9994799B2 (en) * | 2012-09-13 | 2018-06-12 | Ecolab Usa Inc. | Hard surface cleaning compositions comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use |
US8871699B2 (en) | 2012-09-13 | 2014-10-28 | Ecolab Usa Inc. | Detergent composition comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use |
GB201217283D0 (en) * | 2012-09-27 | 2012-11-14 | Bp Exploration Operating | Tagged scale inhibiting polymers |
WO2014055343A1 (en) | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Meadwestvaco Corporation | Traceable polymeric sulfonate scale inhibitors and methods of using |
US20140100142A1 (en) | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Meadwestvaco Corporation | Traceable polymeric scale inhibitors and methods of using such scale inhibitors |
WO2014113112A1 (en) * | 2013-01-15 | 2014-07-24 | Conocophillips Company | Fluorescent tags for detection of swellable polymers |
JP6146075B2 (ja) * | 2013-03-22 | 2017-06-14 | 栗田工業株式会社 | スケール防止方法及びスケール防止剤 |
MX342993B (es) | 2013-04-25 | 2016-10-13 | Inst Mexicano Del Petróleo | Proceso de obtencion de copolimeros aleatorios derivados del acido itaconico y/o sus isomeros y alquenil sulfonatos de sodio y uso del producto obtenido. |
BR112016002132A2 (pt) * | 2013-07-31 | 2017-08-01 | Bp Exploration Operating Co Ltd | método e sistema de determinação de concentração |
US9637673B2 (en) * | 2013-07-31 | 2017-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phospho-friction reducing agents for use in oleaginous-based drilling fluids |
FI125111B (en) | 2013-11-19 | 2015-06-15 | Kemira Oyj | A method for analyzing a sample comprising a first and a second crust inhibitor |
FI125102B (en) | 2013-11-19 | 2015-06-15 | Kemira Oyj | Method for the determination of an antifouling agent in a sample |
US20150159079A1 (en) | 2013-12-10 | 2015-06-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods and compositions for conformance control using temperature-triggered polymer gel with magnetic nanoparticles |
WO2015174996A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Multi-Chem Group, Llc | Tagged paraffin inhibitors and asphaltene inhibitors for use in subterranean operations |
WO2015174995A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Multi-Chem Group, Llc | Tagged corrosion inhibitors for use in subterranean operations |
US9624423B2 (en) | 2014-07-01 | 2017-04-18 | Ecolab Usa Inc. | Use of fluorescent polymers in marking compositions for the diagnostic determination of cleaning performance |
WO2016105339A1 (en) * | 2014-12-22 | 2016-06-30 | Multi-Chem Group, Llc | Cationic surfactants for scale inhibitor squeeze applications |
US10711177B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-07-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
US10865341B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-12-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
EA201792079A1 (ru) | 2015-03-20 | 2018-10-31 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Модификация характеристик смачиваемости пласта |
US10633573B2 (en) * | 2015-04-02 | 2020-04-28 | Clariant International Ltd. | Composition and method for inhibition of sulfide scales |
AR104516A1 (es) * | 2015-05-13 | 2017-07-26 | Dow Global Technologies Llc | Composiciones térmicamente estables inhibidoras de incrustaciones |
US9612204B2 (en) * | 2015-05-28 | 2017-04-04 | Conocophillips Company | Measurement of scale inhibitor in water systems |
CN107288596A (zh) * | 2016-03-30 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于有机碱三元复合驱提高原油采收率的方法 |
RU2657295C2 (ru) * | 2016-05-12 | 2018-06-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах |
US10641083B2 (en) * | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
RS61429B1 (sr) * | 2016-06-10 | 2021-03-31 | Ecolab Usa Inc | Jedinjenja supresanata parafina i metodi proizvodnje i upotrebe |
RU2686549C1 (ru) * | 2018-06-29 | 2019-04-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для воздействия на добываемые флюиды |
US20220119293A1 (en) * | 2019-05-28 | 2022-04-21 | Nouryon Chemicals International B.V. | Method of controlling scale in aqueous systems |
BR112022010409A2 (pt) | 2019-12-05 | 2022-08-23 | Kemira Oyj | Agentes de marcação, composições de polímero anti-incrustante e métodos |
WO2022051019A1 (en) * | 2020-09-04 | 2022-03-10 | Chemtreat, Inc. | Methods for predicting and monitoring scale formation in industrial water systems |
JP2023547437A (ja) | 2020-10-26 | 2023-11-10 | エコラボ ユーエスエー インコーポレイティド | 地熱井のための方解石スケール制御剤 |
CN113003739B (zh) * | 2021-04-23 | 2023-01-10 | 天津市中海水处理科技有限公司 | 一种含有荧光基团的三元磺酸聚合物阻垢剂及其制备方法 |
BR112023025014A2 (pt) | 2021-06-01 | 2024-02-20 | Kemira Oyj | Polímero marcado e método |
US11584878B1 (en) | 2021-12-16 | 2023-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments |
US11866640B2 (en) * | 2022-03-25 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Well corrosion control |
WO2023245197A2 (en) * | 2022-06-16 | 2023-12-21 | Nouryon Chemicals International B.V. | Tagged polymers as phosphonate replacements in water treatment applications |
CN117362499B (zh) * | 2023-12-05 | 2024-02-09 | 广东粤首新科技有限公司 | 一种聚合物基阻垢缓蚀剂的制备工艺 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6312644B1 (en) * | 1999-12-16 | 2001-11-06 | Nalco Chemical Company | Fluorescent monomers and polymers containing same for use in industrial water systems |
US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
Family Cites Families (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4894346A (en) | 1983-10-11 | 1990-01-16 | Calgon Corporation | Method for the colorimetric determination of polycarboxylates in aqueous systems |
GB8401166D0 (en) | 1984-01-17 | 1984-02-22 | Bevaloid Ltd | Labelled polymer compositions |
US4741400A (en) * | 1986-08-07 | 1988-05-03 | Atlantic Richfield Company | Method for scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
US4813973A (en) | 1988-01-11 | 1989-03-21 | The University Of Toronto Innovations Foundation | Modified, water-soluble polymers containing amide groups reacted with xanthydrol and other dyes |
US4999456A (en) | 1990-03-26 | 1991-03-12 | Nalco Chemical Company | N-dibenzosuberenylacrylamide (N-5-(5H-dibenzo[a,d]cycloheptenyl)acrylamide) |
US5043406A (en) | 1990-03-26 | 1991-08-27 | Nalco Chemical Company | Fluorescent acrylamide polymers |
US5171450A (en) | 1991-03-20 | 1992-12-15 | Nalco Chemical Company | Monitoring and dosage control of tagged polymers in cooling water systems |
NZ250945A (en) | 1993-03-03 | 1994-12-22 | Grace W R & Co | Treating an aqueous system with a water-soluble/dispersible polymer which contains at least one uv radiation responsive moiety |
US5389548A (en) | 1994-03-29 | 1995-02-14 | Nalco Chemical Company | Monitoring and in-system concentration control of polyelectrolytes using fluorochromatic dyes |
GB9523136D0 (en) | 1995-11-11 | 1996-01-10 | Procter & Gamble | Silicone-containing powders |
US5772894A (en) | 1996-07-17 | 1998-06-30 | Nalco Chemical Company | Derivatized rhodamine dye and its copolymers |
GB9703951D0 (en) | 1997-02-26 | 1997-04-16 | Albright & Wilson Uk Ltd | Novel phosphino derivatives |
AU5935300A (en) | 1999-07-22 | 2001-02-13 | Nalco Chemical Company | Fluorescent water-soluble polymers |
US6645428B1 (en) * | 2000-04-27 | 2003-11-11 | Ondeo Nalco Company | Fluorescent monomers and tagged treatment polymers containing same for use in industrial water systems |
FR2826593B1 (fr) | 2001-06-27 | 2004-04-16 | Rhodia Chimie Sa | Dispersion comprenant une emulsion dont la phase aqueuse est de force ionique elevee, preparation et utilisation |
FR2827193B1 (fr) | 2001-07-12 | 2004-04-23 | Rhodia Chimie Sa | Granules obtenus par sechage d'emulsion comprenant un polymere et un agent de controle |
US7373977B1 (en) | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
-
2004
- 2004-06-25 CA CA002529895A patent/CA2529895C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 RU RU2006101978/04A patent/RU2315778C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 WO PCT/EP2004/006977 patent/WO2005000747A2/en active Application Filing
- 2004-06-25 EP EP04740377A patent/EP1636142B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 AT AT04740377T patent/ATE438592T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 RU RU2006101982/03A patent/RU2307233C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 BR BRPI0411780-8A patent/BRPI0411780B1/pt active IP Right Grant
- 2004-06-25 ES ES04740375T patent/ES2302002T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 US US10/562,052 patent/US7943058B2/en active Active
- 2004-06-25 EP EP04740375A patent/EP1639228B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 AT AT04740375T patent/ATE393294T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 MX MXPA05014149A patent/MXPA05014149A/es active IP Right Grant
- 2004-06-25 MX MXPA05014151A patent/MXPA05014151A/es active IP Right Grant
- 2004-06-25 DE DE602004013316T patent/DE602004013316T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 DE DE602004022410T patent/DE602004022410D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 DK DK04740375T patent/DK1639228T3/da active
- 2004-06-25 BR BRPI0411746-8B1A patent/BRPI0411746B1/pt active IP Right Grant
- 2004-06-25 CA CA2530147A patent/CA2530147C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 WO PCT/EP2004/006975 patent/WO2005001241A2/en active IP Right Grant
- 2004-06-25 ES ES04740377T patent/ES2331132T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 US US10/562,055 patent/US7703516B2/en active Active
- 2004-06-25 DK DK04740377T patent/DK1636142T3/da active
-
2005
- 2005-12-21 NO NO20056094A patent/NO331137B1/no unknown
- 2005-12-21 NO NO20056095A patent/NO340378B1/no unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
US6312644B1 (en) * | 1999-12-16 | 2001-11-06 | Nalco Chemical Company | Fluorescent monomers and polymers containing same for use in industrial water systems |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO340378B1 (no) | Fremgangsmåte for å stimulere et oljefelt omfattende forskjellige avleiringsinhibitorer | |
US9309137B2 (en) | Tagged scale inhibitor compositions and methods of inhibiting scale | |
EP2872453B1 (en) | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation | |
AU2017210549A1 (en) | Thermally stable scale inhibitor compositions | |
NO340979B1 (no) | Avleiringshemmende brønnbehandling | |
US20140100142A1 (en) | Traceable polymeric scale inhibitors and methods of using such scale inhibitors | |
EP2429957B1 (en) | Tagged scale inhibitors | |
WO2014055343A1 (en) | Traceable polymeric sulfonate scale inhibitors and methods of using | |
CN100538002C (zh) | 使用不同的水垢抑制剂使油田增产的方法 | |
US20240124768A1 (en) | Tagging agents, anti-scalant polymer compositions, and methods | |
CA3217977A1 (en) | Fracturing methods using tagged polymers |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: RHODIA CHIMIE, FR |