NO821179L - Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer - Google Patents
Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorerInfo
- Publication number
- NO821179L NO821179L NO821179A NO821179A NO821179L NO 821179 L NO821179 L NO 821179L NO 821179 A NO821179 A NO 821179A NO 821179 A NO821179 A NO 821179A NO 821179 L NO821179 L NO 821179L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- solution
- cations
- reservoir
- inhibitor
- scale
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title description 64
- 241000575946 Ione Species 0.000 title 1
- LTXREWYXXSTFRX-QGZVFWFLSA-N Linagliptin Chemical group N=1C=2N(C)C(=O)N(CC=3N=C4C=CC=CC4=C(C)N=3)C(=O)C=2N(CC#CC)C=1N1CCC[C@@H](N)C1 LTXREWYXXSTFRX-QGZVFWFLSA-N 0.000 title 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 54
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 52
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 17
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 16
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 claims description 14
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 13
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 12
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 7
- -1 cation salts Chemical class 0.000 claims description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 6
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 5
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 5
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 17
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 5
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 2
- TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N methyl formate Chemical compound COC=O TZIHFWKZFHZASV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 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
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000000274 adsorptive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical class [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001955 cumulated effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram 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
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001139 pH measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S166/00—Wells
- Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Materials Applied To Surfaces To Minimize Adherence Of Mist Or Water (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte ved behandling av brønner med ioneutvekslingsutfelte steinavleiringsinhibitorer.
Det er kjent at relativt lave konsentrasjoner av vannoppløselige organiske steindannelsesinhibitorer reduse-
rer hastigheten med hvilken steinavleiringer dannes i og rundt bunnen av en produksjonsbrønn. Med uttrykket "steinavleiringer" ("scales") menes avsetningen av svakt oppløse-lige uorganiske salter, såsom kalsium- eller bariumsulfater, kalsiumcarbonat, osv. Mekanismen som gjør seg gjeldende ved hemmingen eller inhiberingen, er sannsynligvis en kombina-
sjon av segregering eller kompleksdannelse av flerverdige kationer og en absorpsjon av inhibitor på faste overflater, såsom de raskt voksende flater av nydannede krystallitter. Skjønt et stort antall materialer hemmer krystallvekst, er
de forbindelser som det er mest vanlig å anvende ved behandling av brønner, organiske fosfater eller fosfonater eller addukter av acrylsyre eller lignende. Når vann som er over-mettet eller danner steinavleiringer, påtreffes under olje-utvinning, blir steindannelsesinhibitorer vanligvis sprøytet eller "presset" inn i den oljeførende formasjon. Brønnen settes så i produksjon igjen, og avgivelsen av inhibitoren
til det produserte vann beskytter borehullet og utstyret i borehullet mot akkumulering av steinavleiringer.
Innpresningsteknikken er en hensiktsmessig måte å tilføre inhibitoren på, fordi den ikke medfører behov for å installere eller vedlikeholde et innsprøytningsutstyr. Som kjent er det vanligvis ønskelig at en steindannelsesinhibi-
tor avgis i små konsentrasjoner til det utvundne vann,
f.eks. i konsentrasjoner av fra 25 til 100 ppm (deler pr. million) deler). Imidlertid blir denne målsetning nesten
aldri nådd. Vanligvis blir mesteparten av den innsprøytede inhibitor raskt avgitt. Mange forsøk på å forsinke hastigheten med hvilken inhibitoren avgis, såsom ved å bevirke at den adsorberes på formasjonsoverflaten, har bare vært delvis vellykkede. Dette gjelder også for tidligere forsøk på å. avstedkomme svakt oppløselige salter av inhibitoren med flerverdige kationer inne i reservoaret.
Eksempelvis beskrives i US patentskrift nr.
3 483 925 problemene med å oppnå en gradvis og jevn tilbake-føring av en innpresset inhibitor, og det foreslåes der å innsprøyte alternerende doser av inhibitoroppløsning og en
polymerfortykket oppløsning. I US patentskrift nr. 3 633 672 foreslåes det å sprkyte inn en inhibitor som danner flerverdig-kationsalter, som bare er svakt oppløselige i hovedsakelig nøytralt vann eller alkalisk vann, med både inhibitoren og en forbindelse som.inneholder flerverdige kationer oppløst i en sur, vandig væske, slik at det relativt uoppløselige .: salt av inhibitoren utfelles når syren nøytraliseres inne i reservoaret. I US patentskrift nr. 3 704 750 foreslåes det
å innsprøyte en sterkt sur oppløsning av et énverdig-kation-salt av polyacrylsyre eller -amid og et salt av et flerverdig kation, for derved å avstedkomme en lignende utfelning av en inhibitor med liten oppløselighet når syren nøytraliseres inne i reservoaret. I US patentskrift nr. 3 7 82 469 foreslåes det å adsorbere en inhibitor på brudd tilstoppende korn som så anbringes i et brudd eller en.sprekk i reservoaret, slik at der dannes behørig belagte overflater fra hvilke inhibitoren desorberes.
I henhold til norsk patentsøknad nr. 811 647 kan dannelsen av steinavleiringer i en produksjonsbrønn hemmes ved at der i reservoaret injiseres en selvreagerende, alkalisk, vandig oppløsning av en pH-nedsettende reaktant, en forbindelse inneholdende steinavleiringshemmende anioner og en forbindelse inneholdende flerverdige kationer, hvilken oppløsning så utfeller en lite oppløselig steinavleiringsinhibitor i reservoaret.
I henhold.til oppfinnelsen tilveiebringes der nu en fremgangsmåte for å hindre steinavleiring, for anvendelse ved behandling av en brønn som avgir i det minste i mindre mengder vandig fluidum.fra et léireholdig underjordisk reservoar som har tendens til å utveksle kationer med de kationer som inneholdes i en injisert vandig væske. Det tilberedes en oppløsning ved å oppløse minst én forbindelse som inneholder steinavleiringshemmende anioner i en vandig oppløs-ning som inneholder minst 100 ganger flere énverdige kationer enn flerverdige kationer, og som har en pH-verdi ved hvilken saltene av de flerverdige kationer med de steinavleiringshemmende anioner bare er svakt oppløselige. Oppløsningen injiseres i reservoaret, slik at leireoverflater som inneholder vesentlige mengder adsorberte flerverdige kationer kommer i kontakt med oppløsningen. Injeksjonshastigheten regu-leres, slik at utvekslingen av kationer mellom oppløsningen'og leireoverflåtene fører til innføring av tilstrekkelig mange kationer i oppløsningen til at en effektiv mengde av saltene av det flerverdige kation med de steinavleiringshemmende anioner utfelles i et område av reservoaret nær brønnen. Fig. 1 er et diagram som viser de områder av kalsiumionekonsentrasjon og pH-verdi av oppløsningen som avstedkommer en utfelning av kalsiumsaltene i en steinavleiringsinhibitor. Fig. 2 viser variasjonene i mengden av en utfelt steinavleiringsinhibitor som oppløses i en kjerne gjennom hvilken det strømmer en saltlake, i avhengighet av mengden av produsert fluidum.
Oppfinnelsen er, i det minste delvis, basert på den erkjennelse at ioneutvekslingskapasiteten av et leireholdig reservoar kan utnyttes for å tilveiebringe utfelningsorga-nisme for steinavleiringsinhibitor, som muliggjør en lang-sommere .fjerning av den utfelte inhibitor med fluidumet som utvinnes fra reservoaret, enn tilfellet ville ha vært dersom inhibitoren ganske enkelt ble presset inn i reservoaret på vanlig måte. Når et reservoar har en betydelig ionebytte-utvekslingskapasitet, er det relativt enkelt å bevirke at leireoverflåtene i reservoarformasjonen får et betydelig innhold av adsorberte flerverdige kationer.
Reservoarer som inneholder mer enn ca. 3 % leire, og spesielt de som inneholder mer enn ca. 5 % leire, har tilbøyelighet til å oppvise en betydelig ioneutvekslende evne som egner seg for., utnyttelse i henhold til oppfinnelsen. De leirearter som påsprøytes i slike reservoarer, er kjent for å ha gitterstrukturer i hvilke positive og negative ioner ikke gir elektronøyatralitet. Gitteret i en slik leire har en netto negativ ladning, og denne ladning oppveies (eller nøytraliseres) ved adsorpsjon av kationer når leiren befinner seg neddykket i.et vandig miljø. I en slik situa-sjon kan de adsorberte ioner- vandre fra den faste leire i væsken og.tilbake, så lenge elektronøytraliteten opprettholdes. Flerverdige kationer har tilbøyelighet til å trekkes sterkere til leiren enn de énverdige kationer. Når imidlertid en vandig oppløsning inneholder en sterk overvekt av énverdige kationer, vil dé.oppløste flerverdige ioner ha tendens til å utveksles mot de adsorberte flerverdige ioner, slik at mange flerverdige kationer blir opp-løst i oppløsningen.
Når den her beskrevne type av inhibitorholdig opp-løsning injiseres i et reservoar med en betydelig ioneutvekslingskapasitet, reagerer den med formasjonen som den kommer i kontakt med. Da den inneholder en overveiende mengde énverdige kationer, mister den disse til formasjonen for utveksling med flerverdige kationer. Da imidlertid saltene av inhibitoren med flerverdige kationer bare er svakt oppløselige, medfører denne utveksling utfeining av steinavleiringsinhibitoren. Når et vandig fluidum utvinnes fra reservoaret, vil en del, men bare mindre mengder, av de således utfelte salter oppløses i det produserte fluidum.
Ved den foreliggende fremgangsmåte må steinavleiringsinhibitoren være en som (a) er i.stand til å hindre at fluidumet som utvinnes fra reservoaret, forårsaker steinavleiring ved.reservoarets temperatur når den er tilstede i den vandige fase av .dette fluidum i en relativt lav konsentrasjon som ikke er vesentlig høyere enn ca. 100 deler pr. million deler, og (b) med flerverdige kationer danner salter med en vannoppløselignet som er betydelig, men likevel lav, i en vandig væske som er relativt nøytral, dvs. som har en pH-verdi i området fra 6 til 8.
Ved den foreliggende fremgangsmåte må pH-verdien ved hvilken den inhibitorholdige oppløsning føres inn i brønnen, korreleres til brønnens og reservoarets injiserbar-het og temperaturforhold. Slike faktorer må korreleres i det minste i den grad som er nødvendig for å unngå noen nevneverdig grad av for tidlig utfelning langs reservoarformasjonens forside. Begynnelsesalkaliniteten av den inhibitorholdige oppløsning kan tilveiebringes ved hjelp av alkaliske eller sure forbindelser eller materialer, enkelt-vis eller i kombinasjon med hverandre. Praktisk talt hvilke som helst vannoppløselige materialer som er forlikelige med de øvrige komponenter og med den inhibitorutfellende reaksjon, kan anvendes. Alkalimetallhydroxydene og/eller de alkaliske alkalimetallsalter av steinavleiringsinhibitoren som skal anvendes, er særlig velegnede som alkaliske materialer. Vann-oppløselige, ikke-oksyderende syrer er vanligvis beregnet som sure materialer.
Foretrukne steinavleiringsinhibitorer for anvendelse ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter den som har den ovenfor omtalte forlikelighet, og som tilhører gruppen av fosfat- og fosfonat-steinavleiringsinhibitorer. Særlig egnede inhibitorer - for anvendelse ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er nitrogenholdig steindannelseshemmende fosfonatforbindelser, såsom nitrilotri-(methylenfosfonsyre) eller diethylentriaminpenta-.(methylenfosfonsyre), som føres i handelen under handelsnavnene Dequest 2000 (wr)og Dequest 2060®. Andre velegnede inhibitorer er inhibitorene Dequest 2010, 2041 og 2051^. Utprøvninger av kalsiumsalter av Dequest 2060 ^utfelt fra de foreliggende selvutfellende steindannelseshemmende oppløsninger har vist at de forhindrer utfelning av CaSO^- og CaCO-j-mineraler fra vann som er over-mettet på slike materialer.
Om ønskes, kan et buffersystem anvendes for å holde den inhibitorholdige oppløsning i det omtrent nøytrale område. Vanligvis er et buffersystem som egner.seg for anvendelse i forbindelse med oppfinnelsen, et buffersystem som er forlike-lig med komponentene av inhibitoroppløsningen., og som er i stand til å opprettholde en pH-verdi på.fra 5 til 10, ved hvilken inhibitoren forblir oppløselig inntil.oppløsningen
er blitt transportert fra overflaten til reservoaret. Kationene av de ioniserte.komponenter av et slikt buffersystem er fortrinnsvis énverdige kationer, hvilke har tendens til å øke mengdeforholdet mellom énverdige og flerverdige kationer.
Hva for eksempel den særlig velegnede inhibitor Dequest 2060(^rj angår vil en nær ideell.buffer ha en pka på fra 7,5 til 8,5, hvilket bare vil kreve en relativt lav konsentrasjon av buf-fer. Imidlertid har natriumbicarbonat (pka på ca. 6,4) og glycin (pka på ca. 9,5) vist seg å være generelt sett velegnede på grunn av deres forlikelighet, anvendelighet, relativt lave pris og lett anskaffelighet.
Ved den foreliggende.fremgangsmåte, og likeledes ved andre grunnbehandlingsoperasjoner som innebærer injisering av en vandig væske, foretrekkes det vanligvis å anvende den saltlake som utvinnes fra reservoaret, eller en vandig oppløsning som er hovedsakelig ekvivalent med denne saltopp-løsning med hensyn til typer av mengder av énverdige ioner. Saltinnholdet.i forskjellige typiske oljefeltoppløsninger fra brønner som er beheftet med steinavleiringsproblemer, og som med fordel vil kunne behandles ved innpressing av en inhibitor, er oppført i tabell I.
Når en saltoppløsning som utvinnes fra eller nær en brønn som skal behandles, inneholder betydelige mengder flerverdige kationer, kan den myknes, for eksempel ved hjelp av de for tiden tilgjengelige systemer og metoder, for å tilveiebringe det høye forhold mellom énverdige og flerverdige kationer som kreves ved foreliggende fremgangsmåte.
Tabell II angir oppløseligheten av kalsiumsaltet av inhibitoren Dequest .206i de saltoppløsninger som er oppført i Tabell I. For at inhibitorsalter skal kunne hindre steinavleiring må de være tilstrekkelig oppløselige til å opprettholde i det minste en lav konsentrasjon av inhibitoren i oppløsningen som utvinnes fra reservoaret. Som angitt i Tabell II oppviste saltene av nevnte Dequest en slik opp-løselighet i hver av. de testede saltoppløsninger.
Det er å merke.at i Tabell I er konsentrasjonene av såvel kalsiumioner som magnesiumioner øket i de testede saltoppløsninger, i rekkefølgen Brønn.nr. 1, 2 og 3. Av denne grunn skulle.man forvente at den vanlige ioneeffekt ville nedsette oppløseligheten av saltene i den samme rekke-følge, og dette fremgår av dataene i Tabell II.
Imidlertid er det å merke at et annet resultat kan utpresses av dataene i Tabell III. Da pH-verdien av en salt-oppløsning nede i hullet vanligvis er ukjent (da vanligvis bare avkjølte og avgassede prøver underkastes pH-målinger),
ble en rekke prøver av de samme saltoppløsninger innstilt på . pH-verdien 6,0, 6,5, 7,0 og 7,5. I separate tester ble kalsium- og magnesiumsalter av hver av inhibitorene Dequest 2000^ og Dequest 2060<®>tilsatt til slike prøver og omrørt ved 37,8° C i 7 - 13 dager, hvoretter, filtratene ble filtrert på 0,45 ym acetatfiltere og analysert for bestemmelse av fosformengden, for. derved å bestemme konsentrasjonene av inhibitoren. Disse forsøk indikerte en omsnuing av opplø-selighetsrekkefØlgen mellom kalsium^og magnesiumsalter.
Skjønt den vanlige ioneeffekt (på grunn av de økende konsentrasjoner av kalsium og magnesium i saltoppløsningene 1, 2 og 3) førte til en nedsettelse.av oppløseligheten av saltene i samme rekkefølge hva Dequest 206Crangår, var dette ikke tilfelle for Dequest 2000^-. Slike komplikasjoner kan skyl-. des den.kjennegjerning at en.hvilken som helst anionisk inhibitor som går i-oppløsning fra et salt, vil danne kompleks med sitt ikke-egne ion (for eksempel vil noe av inhibitoren fra et kalsiumsalt danne kompleks med magnesiumet i oppløsning). Dette avstedkommer en meget komplisert veksel-virkning hvor enkle forutsigelser ikke nødvendigvis alltid slår til. Da.dessuten de angitte pH-verdier ble målt ved romtemperatur, er det sannsynlig at verdiene har endret seg ved 38° C. Forøvrig vil også oppløsningen av anionene av den svake inhibitorsyre endre pH-verdien når denne nærmer seg likevektstilstanden.
I en særlig foretrukken prosedyre foretas bestemmelser av korrelasjonene mellom sammensetningen av inhibitor-oppløsningen og brønnens og reservoarets injiserbarhets-, temperatur- og elektrolyttegenskaper. Slike bestemmelser innbefatter fortrinnsvis også.strømningsforsøk. Slike forsøk kan.involvere injisering av en inhibitorsaltoppløsning med et overveiende innhold av énverdige kationer.i en kjerne fra reservoarformasjonen (eller en sandpakke som er representativ for denne). En slik kjerne eller pakke må holdes ved reservoarets temperatur og må i startfasen inneholde reser-voarf luiduene , såsom olje eller vann (eller fluider som er ekvivalente med disse) i samme metningsgrad som i reservoaret. Dersom et forbehandlingsf luidunukan injiseres .forut for den inhibitorholdige oppløsning under operasjonen på feltet, må dette injiseres i kjernen. Volumet av den injiserte inhibi-toroppløsning er fortrinnsvis av størrelsesordenen halvpar-ten av kjernens porevolum, slik at et frontparti forblir i kontakt med reservoarfluidene og/eller forbehandlingsflui-dumet. Reservoarsaltoppløsningen (eller en ekvivalentsalt-oppløsning) bringes deretter til å strømme gjennom kjernen, fortrinnsvis fra den motsatte retning av den som ble benyttet ved injiseringen av inhibitoroppløsningen, med en hastighet og ved en temperatur, som er representativ for utvinningen på feltet. Slike strømningsforsøk kan indikere hvor-vidt og i hvilken, grad reservoarformasjonens kationadsor-berende steder i overveiende grad er besatt av flerverdige kationer. Hvis denne overvekt er uønsket lav, kan den økes ved injisering av en viss mengde av en vandig oppløsning med en høy overvekt av flerverdige kationer. Dersom formasjo-nens ioneutvekslingskapasitet er relativt liten, kan det volum av formasjonen som bringes i kontakt med den inhibitorholdige .oppløsning, gjøres relativt stort. Eksempelvis kan den inhibitorholdige oppløsning (fortrinnsvis med i det minste en viss nedsettelse av konsentrasjonen av inhibitoren) ha et tilstrekkelig stort volum til å fylle en relativt stor sone, og/eller den kan plasseres relativt langt fra brønnen ved å fortrenge den med en inert oppløsning. Ved-hjelp av slike metoder vil små mengder av det utfelte inhibitorsalt bli fordelt over et større område av formasjonen istedenfor å avsettes i høy konsentrasjon i et mindre område rundt brønnen).
Oppløselighetsforholdet for en gitt kationinhibi-torkombinasjon avhenger av molforholdet mellom kationer og inhibitoranioner. Med hensyn til kalsiumsalter i en oppløs-ning inneholdende .0,05 mol pr. liter av inhibitoren Dquest 2060 TJ er et slikt forhold.vist på tegningens Fig. 1. Dersom det tilberedes en. oppløsning med en sammensetning på utsiden av det skraverte område, og denne så.beveges inn i dette område., for eksempel ved endring av pH-verdien og/eller økning av konsentrasjonen av flerverdige kationer, vil utfelning finne sted. Pilen viser utviklingen av pH-verdien under et virkelig forsøk, ved 38° C, hvor methylformiat ble benyttet for å avstedkomme en pH-endrende reaksjon som senket pH-verdien fra 9,0 til 5,8 i løpet av 16 timer.
I visse situasjoner kan det være ønskelig å anvende en kombinasjon av den foreliggende fremgangsmåte og i det minste enkelte trekk ved fremgangsmåten ifølge norsk patent-søknad nr . 811 647. Dette kan være ønskelig for eksempel når reservoarets ioneutvekslende evne ikke er i stand til å avstedkomme en tilstrekkelig utfelning av inhibitor i forhold til mengden.av vandig fluidum som vil bli utvunnet gjennom brønnen. En slik lav kapasitet kan skyldes et util-strekkelig leireinnhold eller en relativt høy hastighet ved utvinningen av den vandige væske. En kombinasjon av den foreliggende fremgangsmåte og den tidligere kjente fremgangsmåte kan realiseres ved at man i den foreliggende saltoppløs-ning av steinavleiringsinhibitor med overveiende innhold av énverdige.kationer innlemmer (a) praktisk.talt alle de flerverdige kationer som oppløsningen' kan tåle uten at stein-avleiringsinhibitører .utfelles'ved reservoartemperaturen og (b) en tilstrekkelig mengde av et surtreagerende reagens som bevirker en betydelig nedsettelse av pH-verdien etter at opp-løsningen er blitt innført i reservoaret. Som det vil sees av fig. 1 kan en slik kombinasjon tilveiebringes ved innlem-melse, av en syreavgivende reaktant i nær sagt en hvilken.som helst oppløsning av den foreliggende type som har en pH-verdi over den ved hvilken utfelning vil forårsakes ved tilstede-værelse av mindre kalsium. Vanligvis vil en slik kombinasjon kunne øke utfeiningen av inhibitorsalt både som følge av tilsetningen av flerverdige kationer som følge av en ioneutveksling, og som følge av nedsettelsen av oppløsning-ens pH-verdi til.et område hvor flerverdig-kationsaltet av inhibitoren er mindre oppløselig.
I den foreliggende type inhibitor-utfellende opp-løsning er det vanligvis fordelaktig at oppløsningen i det minste praktisk talt mettes med flerverdige kationer. Derved vil oppløsningen inneholdende en overvekt av énverdige kationer inneholde - praktisk talt alle de flerverdige kationer som kan tåles ved den pH-verdi og den temperatur opp-løsningen vil ha i reservoaret. En slik metning har tendens til å forbedre effektiviteten ved hvilken flerverdige kationer desorberes fra reservoarformasjonen. Den forårsaker at hvert flerverdig ion som utveksles fra leiren til oppløsnin-gen, så å si øyeblikkelig utfelles som et inhibitorholdig salt snarere.enn å forbli i en kationutfelningslikevekt mellom ionene i oppløsningen og ionene å leiren. Derved opprettholdes en drivende kraft for fortsatt utveksling av ionene, inntil praktisk talt alle de flerverdige ioner er blitt fjernet fra formasjonen.
Forsøk med kjerner av ' Æerea.. sandstein :
Det.ble utført laboratorieforsøk med kjerner av Berea Standstone av dimensjoner 5 cm x 5 cm x 60 cm ved
temperaturer i området fra 38 til 41° C. Ved ett av for-søkene, hvor det ble benyttet en kjerne med en permeabilitet på ca. 624 millidarcy og et porevolum ,på. ca. 300 milliliter, ble kjernen først mettet med en oppløsning som var 0,5 molar med hensyn til kalsiumklorid.og 0,001. molar med hensyn til natriumklorid. Ca. 1 porevolum av en vandig oppløsning av 0,005 M kalsiumklorid og 0,0001 M natriumklorid ble injisert i kjernen. Deretter ble det injisert et halvt porevolum av en steinavleiringsinhibitoroppløsning i hvilken 0,05 M fosfonat-steinavleiringsinhibitoren Dequest 200$ var oppløst i destillert vann.
Etter et ca. 2 timers opphold for å tillate utfelning av inhibitorsaltet frembragt gjennom ioneutveksling blé det startet en strøm av syntetisk reservoarsaltoppløs-ning gjennom kjernen. Sammensetningen av denne saltoppløs-ning er gitt i Tabell I, under brønn nr. 2. Den syntetiske saltoppløsning ble bragt til å strømme gjennom kjernen i motsatt retning av den i hvilken den inhibitorholdige opp-løsning ble injisert, for derved å simulere utvinningen av en reservoarsaltoppløsning fra en inhibitorbehandlet brønn.
Prøver av saltoppløsningen som strømmet gjennom kjernen,:ble analysert med hensyn til fosfatinnhold. Etter en første bølge på 2150 ppm i de første 20 milliliter avløp stabiliserte hastigheten ved oppløsning av den utfelte inhibitor-seg på fra 30 til 60.ppm gjennom de første 15 porevolumer saltoppløsning. Fosfatinnholdet i saltoppløsningen avtok så langsomt, inntil det var ca. 4 ppm på det tidspunkt da 5000 ml, eller.20 porevolumet av den behandlede, simulerte reservoarsone, hadde strømmet gjennom kjernen. Dette forløp er vist ved kurve 1 på fig. 2.
Et kontrollforsøk ble utført med en tilsvarende kjerne som var blitt mettet med en .1 %-ig oppløsning av natriumklorid i destillert vann. Et halvt porevolum av 0,05 M Dequest<®>oppløst i destillert vann ble så injisert i kjernen. En viss trykkøkning.ble iaktatt i denne kjerne, skjønt den hadde en opprinnelig permeabilitet på 549 md. Tidligere erfarrng og typen av de injiserte oppløsninger tilsier at trykkøkningen sannsynligvis skyldes utfeiningen av salter av inhibitoren med flerverdige ioner og/eller for-flytninger av fine leirepartikler som er karakteristiske for slike kjerner av Berea Sandstone. Etter at kjernen var blitt latt i ro i ca. 2 timer ble den samme syntetiske reservoar-saltoppløsning bragt til å strømme gjennom kjernen og analysert som ovenfor beskrevet.
Den første bølge av oppløst inhibitorsalt, som kom med de første 20 ml avløp, var på 3200 ppm. Denne bølge ble etterfulgt av en relativt hurtig minskning til ca..20 ppm i løpet av bare 3 porevolumer.. Etter ca. 7 porevolumer var fosfatinnholdet mindre enn 1 ppm, og forsøket ble avsluttet etter gjennomstrømning av ca. 10 porevolumer. Dette forløp er vist ved Kurve 2 på fig. 2.
Det antas å fremgå klart at den foreliggende ioneutvekslingsfrembragte .utfeining av steinavleiringinhibitor er i stand til å avstedkomme en meget betydelig økning av mengden av vandig fluidum som.lar seg utvinne fra en behand-let brønn uten at den utfelte steinavleirings inhibitor fjernes fra reservoaret.
■ Forsøk med leireholdig sandpakke
Det ble tilberedt sandpakker av en sand av middels kornstørrelse i blanding med ca. 5 % Glenrose skifer. Pakkene hadde en porøsitet på ca. 40 %, et porevolum på ca.
250 cm 3 og en permeabilitet på ca. 3 darcy. Pakkene ble først gjennomtrengt med en vandig oppløsning inneholdende 0,15 mol pr., liter kalsiumklorid og 0,0015 mol pr. liter natriumklorid, idet oppløsningen ble pumpet gjennom pakken inntil all luft var fortrengt. En 50 mm's porsjon av en oppløsning av 0,0015 mol.pr. liter kalsiumklorid og 0,000015 mol pr. liter natriumklorid i destillert vann ble så injisert... Denne injeksjon ble etterfulgt av en injeksjon av 50 mm av 0,05 mol pr. liter steinavleiringsinhibitor Dequest 20C$) i destillert vann.
Etter at pakken hadde fått stå natten over ble et syntetisk reservoarvann bragt til å strømme gjennom pakken i den motsatte retning. Reservoarvannets sammensetning var som angitt i Tabell I, under Brønn nr. 2. Tabell IV viser mengdene av dette simulerte, utvundne, vandige fluidum som ble bragt til å strømme gjennom pakken, fosfatinnholdet i de angitte andeler av dette fluidum og et beregnet omslag over desimalfraksjonen.av den utfelte steinavleiringsinhibitor som var fjernet av den kumulerte strøm av fluidum.
Det menes å fremgå .klart at ioneutvekslingsutfei-ningen av inhibitoren helt klart var effektiv med';hensyn til å avstedkomme en. langsom oppløsning av saltet i det simulerte, utvundne. fluidum. Etter utvinning av ca. 18 porevolumer av den simulerte behandlede sone var ca. 64 % av det.utfelte inhibitorsalt fortsatt på plass i denne sone, og det ble fortsatt oppløst i det produserte fluidum i en konsentrasjon av ca. 63 ppm.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte ved behandling av en.brønn for å hindre steinavleiring fra et fluidum som utvinnes fra et leireholdig undergrunnsreservoar som har .tilbøyelighet til å utveksle kationer med kationene som inneholdes i en injisert vandig oppløsning, karakterisert ved at man:
i en vandig oppløsning av relativt nøytral pH opp-løser (a) minst én forbindelse som inneholder steinavleirings-inhiberende anioner som danner flerverdig-kationsalter som bare er svakt oppløselige ved oppløsningens pH-verdi, og (b) en tilstrekkelig stor mengde av minst ett hovedsakelig nøytralt salt til både å gi et mengdeforhold mellom énverdige kationer og flerverdige kationer som. er minst ca. 100 og å hovedsakelig mette oppløsningen med hensyn til flerverdig-kationsalter av de steinavleiringshemmende anioner,
injiserer nevnte oppløsning i et område av reservoaret som (a) har en betydelig tilbøyelighet til å utveksle kationer med de kationer som inneholdes i en injisert vandig oppløsning, og (b) inneholder en vesentlig, mengde adsorberte flerverdige kationer, og
regulerer hastigheten ved hvilken oppløsningen injiseres, slik at i det minste visse deler av denne oppløs-ning holder seg relativt nær brønnen tilstrekkelig lenge til å frembringe en betydelig utfelning av. steinavleiringshemmende salt som følge av den ioneutvekslingsfrembragte tilset-ning av flerverdige kationer til oppløsningen..
2.. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at reservoaret forbehandles i den utstrekning som kreves for å sikre tilstedeværelsen av en betydelig mengde .flerverdige kationer på reservoarformasjonens ioneutveks-lingssteder, ved injisering av en vandig saltoppløsning som inneholder en betydelig overvekt av flerverdige kationer.
3. Fremgangsmåte ifølge krav .1 eller 2, karakterisert ; ved at reservoarformasjonen har et leireinnhold på minst 3 vekt%.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at reservoarformasjonens ioneutvekslingskapasitet er relativt liten, og at den steinavleiringshemmende oppløsning injiseres eller forflyttes ved fortrengning på en slik måte at den kommer i kontakt med og undergår ioneutveksling med reservoarformasjonen.i en relativt stor sone rundt brønnen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav .1 eller 2, karakterisert ved at de steinavleiringshemmende anioner er valgt fra gruppen bestående av fosfat- og fosfonat-steinavleiringshemmende anioner.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/252,566 US4393938A (en) | 1981-04-09 | 1981-04-09 | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO821179L true NO821179L (no) | 1982-10-11 |
Family
ID=22956559
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO821179A NO821179L (no) | 1981-04-09 | 1982-04-07 | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4393938A (no) |
EP (1) | EP0062939B1 (no) |
CA (1) | CA1216743A (no) |
DE (1) | DE3268076D1 (no) |
NO (1) | NO821179L (no) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4602683A (en) * | 1984-06-29 | 1986-07-29 | Atlantic Richfield Company | Method of inhibiting scale in wells |
US4630679A (en) * | 1985-03-27 | 1986-12-23 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treatment and/or workover of injection wells |
US4787455A (en) * | 1987-11-18 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
US4779679A (en) * | 1987-11-18 | 1988-10-25 | Mobil Oil Corporation | Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
US4860829A (en) * | 1988-05-12 | 1989-08-29 | Conoco Inc. | Inhibition of reservoir scale |
GB2244073B (en) * | 1990-05-15 | 1994-06-29 | Norske Stats Oljeselskap | Scale inhibition in oil producing wells |
US5171459A (en) * | 1991-04-30 | 1992-12-15 | Nalco Chemical Company | Scale deposition inhibitor |
US5211237A (en) * | 1992-01-31 | 1993-05-18 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors |
US5322121A (en) * | 1992-09-23 | 1994-06-21 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing technique employing in situ precipitation |
US5346009A (en) * | 1993-02-08 | 1994-09-13 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors |
US5346010A (en) * | 1993-03-31 | 1994-09-13 | Shell Oil Company | Precipitation of scale inhibitors in subterranean formations |
US5655601A (en) * | 1995-10-05 | 1997-08-12 | Gas Research Institute | Method for scale inhibitor squeeze application to gas and oil wells |
US6148913A (en) * | 1997-01-13 | 2000-11-21 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
US6702022B2 (en) * | 2001-06-20 | 2004-03-09 | Gennady V. Kattsyn | Method and device to reduce asphaltene and paraffin accumulations in wells |
US20040084186A1 (en) | 2002-10-31 | 2004-05-06 | Allison David B. | Well treatment apparatus and method |
WO2011094236A2 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Rodney Herrington | Systems and methods for filtration |
ES2401247T3 (es) | 2010-04-01 | 2013-04-18 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Inhibidor de incrustaciones |
US10081758B2 (en) | 2015-12-04 | 2018-09-25 | Ecolab Usa Inc. | Controlled release solid scale inhibitors |
US10865339B2 (en) | 2016-05-16 | 2020-12-15 | Championx Usa Inc. | Slow-release scale inhibiting compositions |
WO2018118762A1 (en) | 2016-12-23 | 2018-06-28 | Ecolab Usa Inc. | Controlled release solid scale inhibitors |
CN111140220A (zh) * | 2019-11-15 | 2020-05-12 | 大庆油田有限责任公司 | 弱碱三元复合驱采出井结垢状况判别方法 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3481400A (en) * | 1967-04-03 | 1969-12-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of solids plugged wells with reversibly adsorbable inhibitor |
US3483925A (en) * | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
US3704750A (en) * | 1969-11-25 | 1972-12-05 | Atlantic Richfield Co | Process for inhibiting scale formation in oil well brines |
US3584687A (en) * | 1970-02-03 | 1971-06-15 | Nalco Chemical Co | Inhibition of deposits from water or brine in underground formations |
US3633672A (en) * | 1970-05-11 | 1972-01-11 | Dow Chemical Co | Inhibition of deposition of scale |
US3782469A (en) * | 1972-05-25 | 1974-01-01 | Cities Service Oil Co | Formation and wellbore scale prevention |
US3860072A (en) * | 1973-12-26 | 1975-01-14 | Texaco Inc | Method for oil recovery |
US4074755A (en) * | 1977-03-21 | 1978-02-21 | Shell Oil Company | Ion exchange controlled chemically aided waterflood process |
US4103963A (en) * | 1977-03-25 | 1978-08-01 | Mobil Oil Corporation | Calcite control in an in situ leach operation |
CA1140325A (en) * | 1980-05-16 | 1983-02-01 | Edwin A. Richardson | Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor |
US4357248A (en) * | 1980-05-16 | 1982-11-02 | Shell Oil Company | Treating wells with self-precipitating scale inhibitor |
-
1981
- 1981-04-09 US US06/252,566 patent/US4393938A/en not_active Expired - Fee Related
-
1982
- 1982-03-22 DE DE8282200350T patent/DE3268076D1/de not_active Expired
- 1982-03-22 EP EP82200350A patent/EP0062939B1/en not_active Expired
- 1982-03-30 CA CA000399859A patent/CA1216743A/en not_active Expired
- 1982-04-07 NO NO821179A patent/NO821179L/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US4393938A (en) | 1983-07-19 |
EP0062939B1 (en) | 1985-12-27 |
CA1216743A (en) | 1987-01-20 |
DE3268076D1 (en) | 1986-02-06 |
EP0062939A1 (en) | 1982-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO821179L (no) | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer | |
US4357248A (en) | Treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
Mahmoud | Evaluating the damage caused by calcium sulfate scale precipitation during low-and high-salinity-water injection | |
US8439111B2 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
US5302297A (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
US20150107840A1 (en) | Process for recovery of oil from an oil-bearing formation | |
CA2052732C (en) | Method for inhibiting scale formation | |
WO2007017815A2 (en) | Scale inhibitors compatible with sandstone acidizing | |
EA007853B1 (ru) | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи | |
US3191676A (en) | Use of phosphates in a waterflooding process | |
CA2705674A1 (en) | Methods of minimizing sulfate scale in oil field | |
CN103748190A (zh) | 修井流体和用该流体修井的方法 | |
Pardue | A New Inhibitor for Scale Squeeze Applications | |
CA2193038C (en) | A process for the controlled fixing of scale inhibitor in a subterranean formation | |
US5244043A (en) | Method for reducing the production of liquids from a gas well | |
AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
US5090479A (en) | Method for scale inhibition in oil producing wells | |
EP0040442B1 (en) | Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
US5368101A (en) | Method for reducing retention of a displacement agent and application to assisted recovery of hydrocarbons | |
US3584686A (en) | Prevention of calcium sulfate scale in a waterflooding process | |
US20240218239A1 (en) | Calcium sulfate scale control for disposal wells | |
GB2248832A (en) | Method for inhibiting scale formation | |
GB2248831A (en) | Method for inhibiting scale formation | |
RU2162936C1 (ru) | Состав для регулирования разработки неоднородной нефтяной залежи |