PL179771B1 - Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego PL PL PL PL PL PL PL - Google Patents
Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego PL PL PL PL PL PL PLInfo
- Publication number
- PL179771B1 PL179771B1 PL96321379A PL32137996A PL179771B1 PL 179771 B1 PL179771 B1 PL 179771B1 PL 96321379 A PL96321379 A PL 96321379A PL 32137996 A PL32137996 A PL 32137996A PL 179771 B1 PL179771 B1 PL 179771B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- formulation
- ether
- water
- oil
- surfactant
- Prior art date
Links
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 title claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 155
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims abstract description 123
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 63
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 61
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 50
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 5
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 33
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 24
- -1 alkyl tri-glycol Chemical compound 0.000 claims description 22
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 9
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 9
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 7
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 6
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical group S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 claims description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 3
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 claims description 3
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O phosphonium Chemical compound [PH4+] XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 claims description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- HIQXJRBKNONWAH-UHFFFAOYSA-N methylidenephosphane Chemical compound P=C HIQXJRBKNONWAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 claims description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- CREXVNNSNOKDHW-UHFFFAOYSA-N azaniumylideneazanide Chemical group N[N] CREXVNNSNOKDHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 15
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 240000006108 Allium ampeloprasum Species 0.000 description 7
- 235000005254 Allium ampeloprasum Nutrition 0.000 description 7
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 6
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 6
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 125000000022 2-aminoethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])N([H])[H] 0.000 description 2
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N L-phenylalanine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 2
- OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N L-tyrosine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 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
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N phenylalanine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 125000006413 ring segment Chemical group 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N tyrosine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 2
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical class CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- STNJBCKSHOAVAJ-UHFFFAOYSA-N Methacrolein Chemical compound CC(=C)C=O STNJBCKSHOAVAJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical compound O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 125000006295 amino methylene group Chemical group [H]N(*)C([H])([H])* 0.000 description 1
- XQJHRCVXRAJIDY-UHFFFAOYSA-N aminophosphine Chemical group PN XQJHRCVXRAJIDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- PQVSTLUFSYVLTO-UHFFFAOYSA-N ethyl n-ethoxycarbonylcarbamate Chemical compound CCOC(=O)NC(=O)OCC PQVSTLUFSYVLTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N ethyl(phosphonooxy)phosphinic acid Chemical compound CCP(O)(=O)OP(O)(O)=O XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010408 film Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- GLXDVVHUTZTUQK-UHFFFAOYSA-M lithium hydroxide monohydrate Substances [Li+].O.[OH-] GLXDVVHUTZTUQK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229940040692 lithium hydroxide monohydrate Drugs 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 125000005328 phosphinyl group Chemical group [PH2](=O)* 0.000 description 1
- 125000005499 phosphonyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
-
- 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
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
1. Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowe- go, przez wprowadzanie do tej formacji pod zwiekszonym cisnieniem srodków chemicz- nych, znamienny tym, ze wprowadza sie w roponosna formacje skalna mieszalny z woda preparat zawierajacy jako skladniki mieszalny z woda srodek powierzchniowo czynny, którym jest eter alkilotrójglikolowy, oraz co najmniej jeden mieszalny z woda srodek chemiczny stosowany na polu naftowym lub gazowym, zawierajacy inhibitor powstawania kamienia, po czym utrzymuje sie ten preparat w formacji skalnej przez czas wystarczajacy do zaadsorbowania skladników preparatu w formacji roponosnej, przy czym skladniki pre- paratu wprowadza sie w formacje skalna albo jako wstepnie utworzona pojedyncza kom- pozycje, albo równoczesnie równolegle, lub kolejno w dowolnej kolejnosci. PL PL PL PL PL PL PL
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego przez wprowadzanie do tej formacji pod zwiększonym ciśnieniem środków chemicznych.
Znane jest stosowanie kilku typów środków chemicznych przy wydobywaniu ropy naftowej z odwiertów naftowych oraz zwiększanie wydobycia ropy z takich odwiertów. Jeden z tych sposobów jest opisany w US-A-3481870, który ujawnia sposoby i kompozycje do usuwania osadów organicznych, takich jak np. parafina, woski i substancje asfaltowe oraz bitumiczne, z czoła formacji objętej wydobyciem, na sicie lub wykładzinie, albo w pompie, osłonie lub rurze odwiertu. Stosowane kompozycje zawierają etery glikolowe, takie jak eter izobutylotrój glikolowy, oksyetylowany fenol butylowy, izopropanol i woda. Jednakże brak jest jakiejkolwiek informacji o tym, że w odwiertach wydobywczych występują problemy z osadami nieorganicznymi, takimi jak kamień, ani informacji o tym, że opisany sposób może hamować powstawanie kamienia.
Wśród znanych środków chemicznych stosowanych na polach naftowych są inhibitory powstawania kamienia, które są stosowane w odwiertach wydobywczych do hamowania tworzenia się kamienia w formacji skalnej i/lub w przewodach wydobywczych pod ziemią i na
179 771 powierzchni. Powstawanie kamienia nie tylko powoduje ograniczenie wielkości porów w formacji skalnej (zwane również uszkodzeniem formacji), a zatem zmniejszenie wydajności wydobycia ropy i/lub gazu, ale również zatykanie przewodów rurowych podczas obróbki na powierzchni. Aby to przezwyciężyć, odwiert wydobywczy poddaje się tak zwanej obróbce zamykającej, przy której wodna kompozycja zawierająca inhibitor powstawania kamienia jest wprowadzana w odwiert wydobywczy, zwykle pod zwiększonym ciśnieniem, i jest wtłaczana w formację oraz zatrzymywana tam. Wprowadzona kompozycja jest adsorbowana na powierzchni skały i przez to hamuje powstawanie kamienia przez powolne wymywanie do wydobywanej wody, przez co utrzymywany jest nadmiar ropy w formacji skalnej. Taka obróbka zamykająca musi być przeprowadzana regularnie, na przykład przynajmniej raz lub kilka razy na rok, jeżeli ma być utrzymana wysoka wydajność wydobycia, i oznacza przestój, kiedy wydobycie jest wstrzymane. W ciągu roku występuje zmniejszenie wydobycia odpowiadające liczbie przestojów na przeprowadzenie operacji wtłaczania/zamykania oraz zmniejszenie wydobycia spowodowane narastaniem problemu kamienia.
Stwierdzono nieoczekiwanie, że postępując zgodnie ze sposobem według wynalazku i stosując preparat, który jest stabilny w przechowywaniu i w transporcie, można zwiększyć skuteczność środków chemicznych, zwłaszcza inhibitorów powstawania kamienia, zmniejszając przez to liczbę potrzebnych operacji wtłaczania/zamykania i zwiększając wydajność wydobycia.
Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego, przez wprowadzanie do tej formacji pod zwiększonym ciśnieniem środków chemicznych, zgodnie z wynalazkiem charakteryzuje się tym, że wprowadza się w roponośną formację skalną mieszalny z wodą preparat zawierający jako składniki:
(a) mieszalny z wodą środek powierzchniowo czynny, którym jest eter alkilotrójglikolowy, oraz (b)co najmniej jeden mieszalny z wodą środek chemiczny stosowany na polu naftowym lub gazowym, zawierający inhibitor powstawania kamienia, po czym utrzymuje się ten preparat w formacji skalnej przez czas wystarczający do zaadsorbowania składników preparatu w formacji roponośnej, przy czym składniki preparatu wprowadza się w formację skalną albo jako wstępnie utworzoną pojedynczą kompozycję, albo równocześnie równolegle, lub kolejno w dowolnej kolejności.
Korzystnie, stosuje się preparat ze środkiem powierzchniowo czynnym zawierającym co najmniej jeden eter alkilotrójglikolowy, którego zawartość w preparacie wynosi 1-20% Wagowych.
Korzystnie, stosuje się preparat zawierający eter alkilotrójglikolowy, w którym alkil jest prosty lub rozgałęziony i ma 3-6 atomów węgla, zwłaszcza 3-5 atomów węgla.
Korzystniej, stosuje się preparat zawierający eter alkilotrójglikolowy, w którym alkil ma cztery' atomy węgla i jest zwłaszcza eterem n-butylotrójglikolowym (znanym również jako eter mono-n-butylowy glikolu trój etylenowego).
Korzystnie, preparat wprowadza się w formację skalną jako wstępnie utworzoną jednorodną kompozycję, przy czym preparat ten jest wodnym roztworem zawierających dwa składniki w proporcjach umożliwiających utrzymanie jednorodności preparatu.
Korzystnie, stosuje się jednorodny preparat zawierający medium wodne, (a) co najmniej jeden środek powierzchniowo czynny zawierający eter n-butylotrójglikolowy w ilości 1-20% wag./wag. oraz (b) co najmniej jeden, zawierający inhibitor powstawania kamienia, środek chemiczny stosowany na polach naftowych lub gazowych w ilości 1-25% wag./wag.
Korzystnie, stosuje się wstępnie utworzony jednorodny preparat środka chemicznego i środka powierzchniowo czynnego, przy czym preparat przeprowadza się w dół odwiertem wydobywczym i następnie w formację skalną.
Dzięki sposobowi według wynalazku następuje zwiększenie skuteczności chemicznego środka stosowanego na polach naftowych lub gazowych, zawierającego inhibitor powstawania kamienia, w formacji skalnej, zwłaszcza przez zwiększenie czasu utrzymywania tego środka chemicznego przez skałę.
179 771
Zastosowane tu i w całym opisie wyrażenie Jednorodny preparat” oznacza, ze preparat jest systemem jednofazowym. Oznacza to, że każdy składnik jako taki jest jednorodny i jest mieszalny z wodą przy wprowadzaniu kolejno lub równocześnie w formację skalną, a ponadto jest również jednorodny przy wprowadzeniu w formację skalną w postaci wstępnie uformowanej pojedynczej kompozycji.
Jest oczywiste, że jeżeli składniki preparatu są wprowadzane równocześnie, ale oddzielnie, albo kolejno, wówczas nie są wprowadzane jako wstępnie uformowana pojedyncza kompozycja, a zatem nie obowiązuje wtedy pojęcie jednorodnego preparatu. Jednakże w takim przypadku korzystne jest, by każdy ze składników oddzielnie był jednorodny oraz mieszalny z wodą. A zatem, w przypadku kolejnego wprowadzania każdego ze składników preparatu w formację skalną, składniki te stosuje się w stanie jednorodnym, niezależnie od tego, czy stosuje się składnik bez domieszek, czyjego roztwór wodny. Współczynnik pH preparatu wynosi korzystnie 0,1-6,0, przy czym istotny jest on tylko wtedy, gdy stosowana jest takawstępnie uformowana kompozycja. Współczynnik pH składnika (b) jest korzystnie kontrolowany, jak podano.
Korzystnie, stosuje się preparat stanowiący wstępnie utworzoną pojedynczą kompozycję, przezroczystą i stabilną w zakresie temperatur od temperatury otoczenia do temperatury co najmniej około 45°C, zawierającą eter alkilotrójglikolowy i co najmniej jeden środek chemiczny, zawierający inhibitor powstawania kamienia. Środek powierzchniowo czynny występuje korzystnie w preparacie w ilości 1-20% wag., korzystniej 5-15% wag., a jeszcze korzystnie 5-12% wag.
Korzystnie, stosuje się preparat zawierający jako środek powierzchniowo czynny strumień produktu ubocznego z procesów wytwarzania eteru glikolowego, o znacznej zawartości eteru n-butylotrójglikolowego.
Korzystnie, stosuje się strumień produktu ubocznego zawierający około 75% wag./wag. eteru n-butylotrójglikolowego, około 2,5% wag./wag. eteru butylodwuglikolowego, około 19% eteru butyloczteroglikolowego i około 2% eteru butylopięcioglikolowego.
Względne proporcje składników (a) i (b) w preparacie mogą zmieniać się w szerokich zakresach w zależności od tego czy składniki te są wprowadzane w formację skalną równocześnie, kolejno, czy jako wstępnie uformowana pojedyncza kompozycja zgodna z wymaganiem utrzymania jednorodności przy temperaturach pracy i przy stopniu zasolenia preparatu. Przykładowo, przy stosunkowo dużych stężeniach środka powierzchniowo czynnego lub przy stosunkowo wysokich temperaturach, albo przy skrajnie niskich temperaturach możliwe jest, ze wstępnie uformowany preparat traci swą jednorodność ze względu na zmniejszoną rozpuszczalność jednego lub większej liczby składników w tym preparacie w takich warunkach. W takich okolicznościach niewielkie ilości środka zwiększającego rozpuszczalność, takiego jak np. niskiego rzędu alkohol alifatyczny, zwłaszcza metanol lub etanol, można albo dodać do niejednorodnego, wstępnie uformowanego preparatu, albo wykorzystać do częściowego zastąpienia środka powierzchniowo czynnego w preparacie w celu odzyskania jego jednorodności.
Jednorodne, wstępnie uformowane preparaty stosowane w sposobie według wynalazku mogą zatem zawierać oprócz eteru alkilotrójglikolowego współrozpuszczalnik, taki jak np. niskiego rzędu alkohol alifatyczny, zwłaszcza metanol lub etanol.
Wodnym medium w preparacie może być woda świeża, z wodociągu, z rzeki, z morza, wydobyta lub z formacji, o całkowitym zasoleniu 0-250 g/1, takim jak 5-50 g/1 współczynniku pH wynoszącym 0,5-9. Jeżeli stosuje się wodę morską, preparat zwykle ma współczynnik pH oznaczający silną kwasowość w zakresie 0,1-1,5 ze względu na obecność silnie kwaśnego chemicznego środka, zawierającego inhibitor powstawania kamienia. W takich przypadkach może być konieczne neutralizowanie kwasowości preparatu przez zastosowanie wodorotlenku metalu alkalicznego, zwłaszcza wodorotlenku sodowego, wodorotlenku potasowego lub wodorotlenku litowego, aby sprowadzić współczynnik pH preparatu do korzystnego zakresu 0,1-6,0. Stwierdzono na przykład, że stosowanie wodorotlenku litowego jako środka neutralizującego zamiast innych wodorotlenków metali alkalicznych umożliwia tolerowanie stosunkowo wyższych poziomów zawartości środka powierzchniowo czynnego w formulacji, kiedy pożądane jest utrzymywanie jednorodności formulacji.
179 771
Produkcyjny środek chemiczny stosowany na polu naftowym lub gazowym zawiera inhibitor powstawania kamienia. Inhibitor powstawania kamienia skutecznie hamuje tworzenie się kamienia wapniowego i/lub barowego raczej w ilościach progowych niż w ilościach stechiometrycznych. Może to być rozpuszczalna w wodzie cząsteczka organiczna z przynajmniej dwiema grupami karboksylowymi i/lub grupami kwasu fosfoniowego, i/lub grupami kwasu sulfonowego, np. z 2-30 takimi grupami. Korzystnie inhibitorem powstawania kamienia jest oligomer lub polimer, albo też może to być monomer z przynajmniej jedną grupą karboksylową i/lub atomem azotu w grupie amino, zwłaszcza w kwasie hydroksykarboksylowym lub w grupie hydroksy albo aminofosfoniowej, albo też w kwasie sulfonowym. Inhibitor ten jest stosowany głównie do hamowania powstawania kamienia wapniowego i/lub barowego. Przykładami takich związków stosowanych jako inhibitory są alifatyczne kwasy fosfoniowe z 2-50 atomami węgla, takie jak kwas hydroksyetylodwufosfoniowy, oraz kwasy aminoalkilofosfoniowe, np. polifosfoniany aminometylenowe z 2-10 atomami N, np. każdy z przynajmniej jedną grupą kwasu metylenofosfoniowego, przy czym przykładami tego ostatniego przypadku są etylenodwuaminocztero(metylenofosfonian), dwuetylenotrójaminopięcio(metylenofosfonian) oraz trój amino- i czteroaminopolimetylenofosfoniany z 2-4 grupami metylenowymi pomiędzy każdym atomem N, przy czym przynajmniej dwie z wielu grup metylenowych w każdym fosfonianie są różne (np. jak opisano ponadto w opublikowanym zgłoszeniu EP-A-479462, na które niniejsze zgłoszenie powołuje się). Innymi inhibitorami powstawania kamienia są kwasy polikarboksylowe, takie jak kwasy mlekowy lub winowy, oraz polimerowe związki anionowe, takie jak kwas poliwinylosulfonowy i kwasy polimetakrylowe, ewentualnie z przynajmniej pewnymi grupami fosfonylowymi lub fosfinylowymi, tak jak w poliakrylanach fosfinylowych. Inhibitory kamienia są korzystnie przynajmniej częściowo w postaci swych soli metali alkalicznych, np. w postaci soli sodowych.
Przykładami inhibitorów korozji są związki służące do hamowania korozji na stali, zwłaszcza w warunkach beztlenowych, przy czym mogą to być zwłaszcza substancje błonkotwórcze, nadające się do osadzania w postaci cienkiej warstewki na powierzchni metalu, np. na powierzchni stali, takiej jak ścianka przewodu rurowego. Związkami takimi mogą być niekwatemizowane długołańcuchowe, alifatyczne, N-heterocykliczne związki hydrokarbylowe, gdzie alifatyczna grupa hydrokarbylowa może być taka, jak zdefiniowano dla grupy hydrofobowej powyżej; przy czym korzystne są mono- lub dwuetylenowonienasycone grupy alifatyczne, np. zawierające 8-24 atomy węgla, takie jak grupa oleilowa. Grupa N-heterocykliczna może mieć 1-3 pierścieniowe atomy azotu z 5-7 atomami pierścieniowymi w każdym pierścieniu, przy czym korzystnymi pierścieniami są pierścienie imidazolowe i imidazolinowe. Pierścień może również mieć podstawnik aminoalkilowy, np. 2-aminoetylowy lub hydroksyalkilowy, np. 2-hydroksyetylowy. Może być stosowana imidazolina oleilowa.
Inhibitorem uwodnienia gazu może być związek polarny w postaci stałej, którym może być związek polioksyałkylenowy lub alkanolamid, albo tyrosina lub fenylalanina.
Inhibitorem powstawania asfaltenów może być amfoteryczny kwas tłuszczowy albo sól bursztynianu alkilowego, natomiast inhibitorem powstawania wosków może być polimer, taki jak polimer olefinowy, np. polietylen lub kopolimerowy ester, np. kopolimer etylenu z octanem winylu, a dyspergatorem wosków może być poliamid. Zmiataczem siarkowodoru może być utleniacz, taki jak nieorganiczny nadtlenek, np. nadtlenek sodu, albo dwutlenek chloru, albo też aldehyd, np. zawierający 1-10 atomów, taki jak formaldehyd lub aldehyd glutarowy, albo metakroleina.
Ilość użytego produkcyjnego środka chemicznego, zawierającego inhibitor powstawania kamienia, jest w zakresie 1-25% wag./wag. całej formulacji, korzystnie 5-15% wag./wag., jeszcze korzystniej 6-10% wag./wag. W tych zakresach użyta ilość będzie zależna od natury zastosowanego środka chemicznego i od stawianego przed nim zadania zgodnie z utrzymaniem jednorodności formulacji.
Dla formulacji według przedmiotowego wynalazku, zwłaszcza zawierających wstępnie uformowaną jednorodną kompozycję, ważne jest, aby pozostawały one przezroczyste i stabilne w zakresie temperatur od temperatury otoczenia do przynajmniej około 45°C. Jednakże w podanych powyżej zakresach stężenia składników możliwe jest opracowanie formulacji, które
179 771 pozostają stabilne w znacznie szerszym zakresie temperatur, np. od temperatury otoczenia do temperatury odwiertu wydobywczego (np. 90-150°Ć, zwłaszcza około 110°Ć), do którego wprowadzana jest ta formulacja. Według przedmiotowego wynalazku, kiedy składniki formulacji są wprowadzane pod ciśnieniem w odwiert wydobywczy albo jako wstępnie uformowana formulacja, równocześnie, albo kolejno, produkcyjne środki chemiczne w tej formulacji są adsorbowane przez skały i są zatrzymywane na stosunkowo długi czas. Przez zastosowanie stosunkowo małej cząsteczki, takiej jak C3-C6 eter(alkilo)trójglikolowy w charakterze środka powierzchniowo czynnego unika się stosowania dużych cząsteczek środków powierzchniowo czynnych (mających grupy alkilowe > C6), przez co zmniejsza się ryzyko powstawania agregatów środka powierzchniowo czynnego, które z kolei mogą powodować powstawanie bardzo lepkich emulsji, będących przyczyną zatykania się odwiertów.
Formulacja taka może zatem zawierać dodatkowo inne składniki, takie jak (i) inne produkcyjne środki chemiczne lub (ii) współrozpuszczalniki, które w razie potrzeby umożliwiają utrzymywanie stabilności formulacji w stosunkowo wyższych temperaturach, albo przy stosowaniu środka powierzchniowo czynnego w stężeniach w górnym kwartylu podanego zakresu. Jednakże formulacje takie powinny być zasadniczo pozbawione składników niemieszalnych z wodą. Przykłady innych produkcyjnych środków chemicznych obejmują związki, które mogą być inhibitorami (i) korozji, (ii) uwadniania gazu, (iii) osadzania wosków lub (iv) asfaltenów, albo też mogą być zmiataczem siarkowodoru lub despargentem wosku. Zatem:
(i) inhibitorami korozji są związki służące do hamowania korozji na stali, zwłaszcza w warunkach beztlenowych, przy czym mogą to być zwłaszcza substancje błonkotwórcze, nadające się do osadzania w postaci cienkiej warstewki na powierzchni metalu, np. na powierzchni stali, takiej jak ścianka przewodu rurowego. Związkami takimi mogą być niekwatemizowane długołańcuchowe, alifatyczne, N-heterocykliczne związki hydrokarbylowe, gdzie alifatyczna grupa hydrokarbylowa może być taka, jak zdefiniowano dla grupy hydrofobowej powyżej; przy czym korzystne są mono- łub dwuetylenowonienasycone grupy alifatyczne, np. zawierające 8-24 atomy węgla, takie jak grupa oleilowa. Grupa N-heterocykliczna może mieć 1-3 pierścieniowe atomy azotu z 5-7 atomami pierścieniowymi w każdym pierścieniu, przy czym korzystnymi pierścieniami są pierścienie imidazolowe i imidazolinowe. Pierścień może również mieć podstawnik aminoalkilowy, np. 2-aminoetylowy lub hydroksyalkilowy, np. 2-hydroksyetylowy. Może być stosowana imidazolina oleilowa.
(ii) Inhibitorem uwodnienia gazu może być związek polarny w postaci stałej, którym może być związek polioksyalkylenowy lub alkanolamid, albo tyrosina lub fenylalanina.
(iii) Inhibitorem powstawania asfaltenów może być amfoteryczny kwas tłuszczowy albo sól bursztynianu alkilowego, natomiast inhibitorem powstawania wosków może być polimer, taki jak polimer olefinowy, np. polietylen lub kopolimerowy ester, np. kopolimer etylenu z octanem winylu, a dyspergatorem wosków może być poliamid. Zmiataczem siarkowodoru może być utleniacz, taki jak nieorganiczny nadtlenek, np. nadtlenek sodu, albo dwutlenek chloru, albo tez aldehyd, np. zawierający 1-10 atomów, taki jak formaldehyd lub aldehyd glutarowy, albo metakroleina.
Wstępnie utworzone jednorodne formulacje według przedmiotowego wynalazku, kiedy są używane, mogą być korzystnie zrobione przez dodanie środka powierzchniowo czynnego (a) do wodnego roztworu produkcyjnego środka chemicznego stosowanego na polu naftowym lub gazowym (b) zawierającego inhibitor powstawania kamienia, po czym następuje łagodne mieszanie. Jeżeli wytworzony materiał jest początkowo mętny, potrzebne będą niewielkie zmiany względnych proporcji składników lub zmiana rodzaju albo ilości zastosowanego współrozpuszczalnika, albo temperatury. Ich lepkość jest korzystnie taka, że przy temperaturze zbiornika, np. przy 100°C, nadają się one do łatwego pompowania w dół odwiertu. Wstępnie utworzone formulacje według przedmiotowego wynalazku mogą być przygotowane za pomocą koncentratu składników (a) i (b), który może być transportowany jako taki na miejsce użycia, gdzie jest mieszany z medium wodnym w odpowiednich proporcjach, by osiągnąć żądaną jednorodność i w którym został rozpuszczony środek chemiczny. Wstępnie utworzona formulacja może być wprowadzana, korzystnie pod ciśnieniem, w strefę roponośną, np. w formację skalną, przez wykonanie odwiertu, np. z rdzeniem, po czym następuje
179 771 wprowadzanie oddzielnej cieczy w celu wtłoczenia wstępnie utworzonej formulacji w strefę roponośną ciecz ta może być wykorzystywana jako spłuczka i może to być woda morska lub olej napędowy. Formulacja jest następnie pozostawiana (zamykana) w strefie roponośnej, a w tym czasie wydobycie ropy jest tymczasowo wstrzymane. Podczas tego procesu wprowadzona formulacja przesącza się poprzez strefę roponośną pod ciśnieniem wprowadzania. W okresie zamknięcia wprowadzona formulacja dochodzi do styku z płynami zbiornika i tworzy in situ system dwufazowy lub trójfazowy, który może mieć postać emulsji i który wykazuje żądane właściwości powierzchni i fazy. Jest to tzw. zjawisko wyciskania, które umożliwia utrzymanie wydobycia ropy z takich obszarów. Przy stosowaniu formulacji według przedmiotowego wynalazku często uzyskiwany jest pożądany czas kontaktu 5-50 h, np. 20-30 h. Po tym okresie można wznowić wydobycie ropy. W przypadku, kiedy produkcyjnym środkiem chemicznym jest inhibitor kamienia, wydajność wydobycia ropy będzie początkowo duża, podobnie jak zawartość rozpuszczalnego wapnia w wydobywanej wodzie. Po pewnym czasie, np. 2-4 miesiące, wydajność wydobycia zmaleje i zmniejszy się również zawartość rozpuszczalnej soli, co świadczy o ewentualnych problemach z powstawaniem kamienia w formacji skalnej, a wtedy wydobycie można wstrzymać i wprowadzić w odwiert świeżą porcję formulacji. Podobne sposoby można użyć w celu zahamowania osadzania się asfaltenów i wosku lub w celu usuwania zawiesiny i siarkowodoru przy równoczesnym hamowaniu korozji i uwadniania gazu, przy czym formulacja jest zwykle wprowadzana w sposób ciągły w odwiert.
Dalsza właściwość formulacji według przedmiotowego wynalazku polega na tym, że kiedy wielofazowa kompozycja zawierającą np. inhibitor kamienią ropę i eter alkilotrójglikolowy wydostaje się na powierzchnię po powyższej procedurze wytłaczania i po późniejszym jej ochłodzeniu, większość eteru glikolowego wchodzi raczej w fazę wodną a nie w fazę oleju w tej kompozycji. Eter glikolowy nie powoduje więc żadnych problemów ani w późniejszym wydobyciu, ani w operacjach rafinacji, takich jak np. przyczynianie się do powstawania zamglenia w paliwach na skutek obecności wody rozpuszczonej w eterze glikolowym. Ponadto, jeżeli oddzielona faza wodna jest odprowadzana do morzą wówczas biodegradacja rozpuszczonego eteru glikolowego może przebiegać stosunkowo szybko w warstwie termicznej morza, przez co skażenie zmniejsza się do minimum. Ponadto formulacje według przedmiotowego wynalazku mogą zwiększać skuteczność środka chemicznego stosowanego na polu naftowym lub gazowym, np. dwukrotnie w przypadku inhibitorów kamienią tak że zwykłe potrzeba będzie mniej środka chemicznego w ciągu roku, a czas przestoju na wprowadzenie tego środka chemicznego i zamknięcie odwiertu również będzie odpowiednio zmniejszony, przez co wzrośnie wydajność wydobycia.
Proces ten można przeprowadzać równie skutecznie przez wprowadzanie składników formulacji kolejno w odwiert wydobywczy.
Przedmiotowy wynalazek jest zilustrowany w następujących przykładach.
Przykład 1
1.1. Ogólna formulacja zdolna do utrzymywania stanu przezroczystego i jasnego wyglądu pomiędzy temperaturą otoczenia a 95°C i używana w następujących doświadczeniach miała następujący skład:
Deąuest® 2060S (inhibitor kamienią z Monsanto) 10 części wag.
Woda morska 75 części wag.
Środek powierzchniowo czynny 15 części wag.
Nie kontrolowano współczynnika pH tej formulacji.
1.2. Przeprowadzono test stabilności używając 15 części przemysłowego mieszanego środka powierzchniowo czynnego z eteru glikolowego (według wynalazku) o następującym w przybliżeniu składzie w ogólnej formulacji (1.1) powyżej:
eter n-butylotrójglikolowy 75% wag./wag.
eter n-butylodwuglikolowy 2,5% wag./wag.
eter n-butyloczteroglikolowy 19,0% wag./wag.
eter n-butylopięcioglikolowy 2,0% wag./wag.
Formulacja ta dała jednorodny żółty roztwór. Po ogrzaniu próbki tej jednorodnej formulacji od temperatury pokojowej (kiedy jest ona w jednej fazie) przy równoczesnym mieszaniu
179 771 zaobserwowano przejście fazowe przy 95,5°C z początkiem pojawienia się zamglenia w formulacji. Powyżej tej temperatury i przy pozostawieniu bez mieszania utworzyła się bezbarwna oddzielna faza nad większą dolną żółtą fazą (przypuszczalnie faza górna zawierała głównie eter n-butylotrój glikolowy).
Przykład 2
Celem tego przykładu było upewnienie się, czy każda z powyższych formulacji po mieszaniu z ropą naftową Forties Main-Oil Linę Fluids (EMOLF) wytwarza środkową fazę w układzie trójfazowym (według R. C. Nelson i G. A. Pope w autentycznej publikacji pod tytułem „Phase Relationships in Chemical Flooding”, publikacja nr SPE 6773 Society of Petroleum Engineers of the USA opublikowana przez American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers, Inc. (1977)) przy 95°C, co oznacza zdolność tych formulacji do porywania ropy (która mogłaby w przeciwnym razie pozostać zamknięta w formacjach skalnych) przez badane formulacje.
Po ogrzaniu jednorodnego żółtego roztworu formulacji opisanego powyżej w (1.2) (10 g o zawartości 1,5 g przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego) przy równoczesnym mieszaniu w obecności dodanej FMOLF (2 g) zaobserwowano układ trójfazowy przy 95°C. Tymi trzema fazami były górna czarna ciecz (przypuszczalnie głównie ropa naftowa), środkowa faza pomarańczowo-czerwona (przypuszczalnie głównie przemysłowa mieszanina środka powierzchniowo czynnego) oraz dolna żółta faza (przypuszczalnie głównie wodny roztwór Deąuest®). Obserwowano istnienie tego układu trójfazowego przez siedem dni, a przypuszczalnie istniałby on w nieskończoność. Ponadto podczas mieszania obserwowano rozbijanie fazy środkowej z łatwym powstawaniem kropelek lub włókienek, które były ściągane do dołu w fazę dolną. Po ustaniu faza środkowa i faza dolna zwilżały ściankę szklanego zbiornika testowego w podobnym stopniu. Obserwacje te były zgodne ze słabym napięciem międzyfazowym istniejącym pomiędzy fazą wodną a fazą oleistą, jak to opisali Nelson i Pope w wymienionej wyżej publikacji.
Przykład3
Jednorodna formulacja o takim samym ogólnym składzie jak w przykładzie 1 powyżej używana byłą w ogólnej procedurze do następujących doświadczeń. Jednakże w tym przypadku 10 części Deąuest® 2060S zmieszano najpierw z 75 części wody morskiej, po czym współczynnik pH ustawiono stosując albo stały wodorotlenek sodowy (przykłady 3.1 - 3.3), albo stały monowodzian wodorotlenku litu (przykłady 4.1 - 4.3), by sprowadzić wartość współczynnika pH do 2. Jak w przykładzie 1 powyżej ilość środka powierzchniowo czynnego użytego w tym przypadku wynosiła 15 części wag.
W wyniku kontrolowania współczynnika pH formulacja ta pozostawała jednorodna (tzn. przezroczysta i o jasnym wyglądzie) pomiędzy temperaturą otoczenia a 110°C. Celem tych przykładów było upewnienie się, czy układ poczwórny tworzony przez powyższą formulację przy domieszaniu ropy naftowej North Alwyn z Morza Północnego. W. Brytania (gęstość, nr API od 37,2 do 42,1) zgodnie z publikacją Londyńskiego Towarzystwa Geologicznego w „United Kingdom Oil and Gas Fields 25 Years Commemorative Volume”, rozprawa nr 14, wydana przez II L. Abbotts (1991)) tworzyła fazę środkową przy 110°C, jak opisano w przykładzie 2 powyżej.
3.1. Przeprowadzono doświadczenie z jednorodną formulacją zawierającą 15 części wag. przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego użytej w przykładzie 1.2 powyżej. Po ogrzaniu próbki tej formulacji od temperatury pokojowej (kiedy była ona w jednej fazie) przy równoczesnym mieszaniu obserwowano przejście fazowe pomiędzy 48 a 49°C, kiedy w formulacji pojawiło się zamglenie.
3.2. Przeprowadzono dalszy eksperyment z zastosowaniem tej samej formulacji co w przykładzie 3.1 z tym wyjątkiem, że 7 części wag. przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego użytej w formulacji według tego przykładu zastąpiono przez 7 części wag. metanolu.
Po ogrzaniu próbki tej formulacji zawierającej metanol w szklanej rurze ciśnieniowej typu Buchi od temperatury pokojowej (kiedy była ona w jednej fazie) do 90°C nie zaobserwowano żadnego przejścia fazowego.
179 771
Eksperyment ten pokazuje, że kiedy stosuje się formulacje zawierające stosunkowo duże stężenie środka powierzchniowo czynnego, jednorodność formulacji można poprawić przez zastąpienie części środka powierzchniowo czynnego metanolem, a dzięki temu jednorodność formulacji można odzyskać i znacznie zwiększyć jej stabilność.
3.3. Po ogrzaniu i mieszaniu próbki formulacji według przykładu 3.2 (25 g o zawartości 2,0 g przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego w przykładzie 1,2 i 1,75 g metanolu (w obecności dodanej ropy naftowej North Alwyn (2 g) w szklanej rurze ciśnieniowej typu Buchi zaobserwowano układ trójfazowy przy 110°C. Fazy te i ich zachowanie się były podobne do formulacji w przykładzie 2 powyżej.
Przykład 4
4.1. Formulację zawierającą 15 części wag. przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego z przykładu 1.2 powyżej, ale poza tym mającą ogólny skład podany w przykładzie 3 powyżej ogrzewano stopniowo i mieszano w szklanej rurze ciśnieniowej typu Buchi zaczynając od temperatury pokojowej, przy której formulacja ta miała tylko jedną fazę. Przejście fazowe zaobserwowano pomiędzy 67 a 68°C, kiedy w formulacji zaczęło pojawiać się zmętnienie.
4.2. Doświadczenie z 4.1 powyżej powtórzono z tym, że 6 części wag. przemysłowej mieszaniny środka powierzchniowo czynnego w tej formulacji zastąpiono przez 6 części wag. metanolu.
Po stopniowym ogrzaniu i mieszaniu tej zmienionej formulacji zawierającej metanol w szklanej rurze ciśnieniowej typu Buchi, zaczynając od temperatury pokojowej (kiedy formulacja ta wykazywała jedną fazę) do 109°C i dalej po jednej godzinie odnoszenia temperatury do 115°C nie zaobserwowano żadnego przejścia fazowego.
Eksperyment ten znowu wykazuje, że kiedy stosuje się formulacje zawierające stosunkowo duże stężenie środka powierzchniowo czynnego, niejednorodność formulacji może zostać poprawiona przez zastąpienie części środka powierzchniowo czynnego metanolem, a przez to jednorodność formulacji może zostać przywrócona i może zostać znacznie polepszona stabilność.
4.3. Po ogrzaniu i mieszaniu mieszaniny formulacji według przykładu 3.2 (30,0 g o zawartości 2,7 g środka powierzchniowo czynnego użytego w przykładzie 1.2 i 1,8 g metanolu) z dodaniem ropy naftowej North Alwyn (4 g) w szklanej rurze ciśnieniowej typu Buchi zaobserwowano układ trójfazowy przy 110°C. Fazy te i ich zachowanie były podobne do wyników w przykładzie 2 powyżej.
Przykład 5
Jednorodnąformulację z przykładu 3.2 powyżej porównano pod względem skuteczności hamowania powstawania kamienia z formulacją kontrolną (nie według wynalazku) zawierającą tylko Deąuest® 2060S (10 części wag.) oraz wodę morską (90 części wag.) dla symulowanego procesu wyciskania.
Z piaskowcowego rdzenia z odwiertu w grupie Brent na Morzu Północnym wywiercono pionowe rdzenie o długości 15 cm. Każdy taki rdzeń o długości 15 cm został pozbawiony ropy przez ekstrakcję rozpuszczalnikiem w wystarczającym stopniu przy użyciu toluenu, a następnie metanolu z chloroformem, zanim został zamontowany w pionowej kolumnie wyposażonej w kurek wejściowy i wyjściowy. Odgazowana woda morska o współczynniku pH 5,5 przepuszczana była przez ten rdzeń przy temperaturze pokojowej aż do nasycenia. 5 objętości Porę odgazowanej ropy naftowej Brent (po filtrowaniu w celu usunięcia materiału o cząstkach większych niż 10 mm) przepuszczano następnie w ten rdzeń z prędkością 150 ml/h az woda przestała być już zbierana z kurka wyjściowego. Rdzeń ten ogrzewano następnie do 110°C (symulowana temperatura zbiornika) przez 24 h przed wprowadzeniem 150 ml/h odgazowanej wody morskiej o współczynniku pH 5,5, a ropa przestała być już zbierana. Rdzeń miał wtedy resztkowe nasycenie ropą i resztkowe nasycenie solanką a więc symulował skalną formację roponośnąw odwiercie.
Rdzeń ochłodzono do 40°C bez wprowadzania gazu, a następnie z prędkością 30 ml/h wprowadzano 8-10 objętości Porę medium inhibitora (opisane poniżej) aż do nasycenia. Następnie kurki zamknięto i rdzeń z powrotem ogrzano do 110°C i trzymano w tej temperaturze
179 771 przez 17 h. Odgazowaną wodę morską o współczynniku pH 5,5 przepuszczano następnie przez rdzeń z prędkością 30 ml/h, a próbki odpływającej cieczy pobierano okresowo i analizowano pod względem zawartości inhibitora, aż stężenie inhibitora spadło poniżej 5 ppm. Rdzeń ochłodzono następnie i zalano metanolem przed wysuszeniem i sprawdzeniem za pomocą elektronowego mikroskopu skaningowego, by skontrolować wpływ tej obróbki na morfologię gliny lub porów. Nie zaobserwowano żadnego wpływu.
Przeprowadzono dwa zestawy eksperymentu przy zastosowaniu powyższej procedury: jeden z formulacją opisaną w przykładzie 3.2 powyżej, a drugi z formulacją kontrolną, która zawierała odpowiedni inhibitor w tym samym procencie wagowym i pH = 2 oraz tylko wodę morską.
Zależność zawartości inhibitora w odpływającej cieczy od objętości wody morskiej przepuszczonej przez rdzeń (wyrażona jako liczba objętości Porę roztworu) jest miarą ilości inhibitora pobranej początkowo przez formację skalną i jego stopnia uwalniania, tzn. miarą prędkości usuwania inhibitora z formacji skalnej podczas wydobycia (tzn. jego odporności na wypłukiwanie), a zatem miarą jego skuteczności do hamowania powstawania kamienia w funkcji czasu. Wyniki podano w tabeli 1 poniżej.
Tabela 1
| Przykład 5 | Kontrola (test porównawczy) | ||
| Liczba objętości Porę | Stężenie inhibitora (ppm) | Liczba objętości Porę | Stężenie inhibitora (ppm) |
| 0,08 | 33122 | 0,06 | 22040 |
| 0,45 | 11962 | 0,69 | 3982 |
| 0,95 | 4445,8 | 0,94 | 3054 |
| 1,95 | 4231,2 | 2,19 | 258,4 |
| 9,81 | 1054,4 | 9,56 | 84,8 |
| 102,51 | 148,17 | 107,69 | 45,6 |
| 189 | 80,1 | 188,94 | 31,5 |
| 255,5 | 67,5 | 292,38 | 18,7 |
| 393,67 | 35,3 | 401,75 | 12 |
| 454,67 | 25,7 | 489,25 | 8,7 |
| 551,2 | 17,5 | 591,75 | 5,2 |
| 611,09 | 15 | 629,63 | 4,9 |
| 705,68 | 10,6 | ||
| 830,06 | 7 | ||
| 920 | 4,1 |
Przykład 6
Przykład ten był przeprowadzony przy użyciu pakietu piaskowego zamiast rdzenia użytego w przykładzie 5. Przeprowadzono dwa zestawy prób: (i) proste powtórzenie przykładu 5 z zastosowaniem jednorodnego roztworu i (ii) powtórzenie przykładu 5, ale teraz z zastosowaniem kolejnego dodawania, w którym środek powierzchniowo czynny był najpierw wprowadzany w pakiet piaskowy, a potem nastąpiło wprowadzenie bryły inhibitora kamienia.
179 771
Formulację dla (i) powyżej przygotowano z następujących składników: Deąuest® 2060S 10 części wag.
części wag.
zastosowany inhibitor ilość użytej wody morskiej zastosowany przemysłowy środek powierzchniowo czynny
Resztkowa ropa pH
Mieszanina 8 części wag. środka użytego w przykładzie 5 oraz 7 części wag. metanolu
Ropa naftowa z Forties Field (bez ciał suchych i dodatków) 2,0 temperatura 110°C
Proces ten następnie powtórzono dla celów doświadczenia kontrolnego (linia bazowa), w którym zastosowana jednorodna formulacja zawierała 90 części wag. wody morskiej i 10 części wag. Deąuest® 2060S przy braku środka powierzchniowo czynnego.
Próba (ii) została przeprowadzona przy zastosowaniu pakietu piaskowego w metalowej rurze 1,524 m (5 sztuk) zapakowanej piaskiem Clashach. Pakiet ten przemyto resztkową ropą (stosując płyn z głównego przewodu Forties Field) i przeprowadzono zalanie wodą morską w taki sam sposób, stosując takie same temperatury (110°Ć) i takie same natężenia przepływu, jak w przykładzie 5 powyżej. W eksperymentach tych dane przed przemyciem otrzymano przez kolejne dodawania najpierw 8% wag. roztworu przemysłowego środka powierzchniowo czynnego, opisanego powyżej, rozpuszczonego w wodzie morskiej (pH ustawione według potrzeby), zamkniętego przy 110°C na 12 h, a następnie dodanie bryły inhibitora powstawania kamienia podobnego do zastosowanego dla danych linii podstawowej bez środka powierzchniowo czynnego. Dane linii podstawowej powtórzono przy użyciu pakietu piaskowego, ale stosując roztwór 10% wag. Deąuest® 2060S w wodzie morskiej ustawiony na pH 2,0 bez środka powierzchniowo czynnego w celu dokładniejszego porównania z pakietem piaskowym.
Wyniki podano w tabeli 2 poniżej.
Tabela 2
| Kontrola (linia bazowa) | Faza środkowa przepłukiwania wstępnego (kolejne dodawanie) | Faza jednorodna | |||
| Objętość Porę | Stężenie inhibitora (ppm) | Objętość Porę | Stężenie inhibitora (ppm) | Objętość Porę | Stężenie inhibitora (ppm) |
| 2,04 | 1680 | 1,98 | 2240 | 1,98 | 1520 |
| 2,91 | 1120 | 2,84 | 2268 | 2,84 | 904 |
| 4,09 | 388 | 3,97 | 938 | 3,97 | 489 |
| 4,96 | 168 | 4,82 | 484 | 4,82 | 278 |
| 5,84 | 92,6 | 5,96 | 196 | 5,96 | 108 |
| 7 | 43 | 7,09 | 84 | 7,09 | 52 |
| 7,9 | 25 | 7,94 | 54 | 7,94 | 30 |
| 8,76 | 20 | 8,79 | 32 | 8,79 | 20 |
| 9,92 | 14,4 | 9,9 | 22 | 9,9 | 1,4 |
| 11,97 | 12,2 | 11,91 | 12,8 | 11,91 | 11,6 |
| 14,48 | 8,4 | 14,75 | 10,4 | 14,75 | 8,4 |
| 18,1 | 7,4 | 18,15 | 8,4 | 18,15 | 5,8 |
| 20,12 | 7,4 | 20,14 | 8 | 20,14 | 6,4 |
179 771
Przykład 7
Przykład ten przeprowadzono z materiałem rdzeniowym Tarbet stosując procedurę opisaną w przykładzie 5 powyżej i z jednorodną mieszaniną środka powierzchnio czynnego i inhibitora kamienia Deąuest 2086 w formulacji podanej poniżej:
Inhibitor użyto w stężeniu 4% wag., a mieszaninę przygotowano w wodzie destylowanej. Pełna użyta formulacja była następująca:
15,7% wag./wag. Deąuest® 2086 w wodzie destylowanej z ustawieniem na pH 2,0 85 części
Woda destylowana 7 części
Formulacja przemysłowego środka powierzchniowo czynnego z przykładów 1.2 powyżej 8 części
Dane linii bazowej otrzymano stosując Deąuest 2086 w wodzie morskiej (przy stężeniu 15,7% wag./wag., jak dostarczany, co odpowiada 5% wag./wag. aktywnego materiału) z ustawieniem na pH 5,45. Dane przedstawione w tabeli 3 odnoszą się do jednorodnej formulacji stosowanej jak opisano w przykładzie 5 powyżej.
Wyniki podano w tabeli 3 poniżej:
Tabela 3
| Kontrola (linia bazowa) | F ormulacj a j ednorodna | ||
| Objętości Porę | Stężenie inhibitora (ppm) | Objętości Porę | Stężenie inhibitora (ppm) |
| 1,67 | 369,47 | 1,73 | 2256 |
| 4,18 | 65,12 | 3,97 | 3611 |
| 10,57 | 27,7 | 9,7 | 737 |
| 16,95 | 19,58 | 17,31 | 403 |
| 29,72 | 12,97 | 29,1 | 275 |
| 47,28 | 10,85 | 45,96 | 206 |
| 101,15 | 7,7 | 101,25 | 76 |
| 158,61 | 6,48 | 152 | 30 |
179 771
Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 70 egz. Cena 4,00 zł.
Claims (23)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego, przez wprowadzanie do tej formacji pod zwiększonym ciśnieniem środków chemicznych, znamienny tym, że wprowadza się w roponośną formację skalną mieszalny z wodą preparat zawierający jako składniki mieszalny z wodą środek powierzchniowo czynny, którym jest eter alkilotrójglikolowy, oraz co najmniej jeden mieszalny z wodą środek chemiczny stosowany na polu naftowym lub gazowym, zawierający inhibitor powstawania kamienia, po czym utrzymuje się ten preparat w formacji skalnej przez czas wystarczający do zaadsorbowania składników preparatu w formacji roponośnej, przy czym składniki preparatu wprowadza się w formację skalną albo jako wstępnie utworzoną pojedynczą kompozycję, albo równocześnie równolegle, lub kolejno w dowolnej kolejności.
- 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat ze środkiem powierzchniowo czynnym zawierającym co najmniej jeden eter alkilotrój glikol owy, którego zawartość w preparacie wynosi 1-20% Wagowych.
- 3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat zawierający eter alkilotrójglikolowy, w którym alkil jest prosty lub rozgałęziony i ma 3-6 atomów węgla.
- 4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że w stosowanym eterze alkilotrójglikolowym alkil ma 3-5 atomów węgla.
- 5. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat zawierający jako eter alkilotrójglikolowy eter n-butylotrój glikolowy czyli eter trójetylenoglikolomono-nbutylowy.
- 6. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat zawierający jako środek powierzchniowo czynny strumień produktu ubocznego z procesów wytwarzania eteru glikolowego, o znacznej zawartości eteru n-butylotrójglikolowego.
- 7. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że stosuje się strumień produktu ubocznego zawierający około 75% wag./wag. eteru n-butylotrójglikolowego, około 2,5% wag./wag. eteru butylodwuglikolowego, około 19% eteru butyloczteroglikolowego i około 2% butylopięcioglikolo wego.
- 8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat zawierający środek chemiczny w ilości 1-25% wag./wag.
- 9. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że preparat wprowadza się w formację skalną jako wstępnie utworzonąjednorodną kompozycję, przy czym preparat ten jest wodnym roztworem zawierającym dwa składniki w proporcjach umożliwiających utrzymanie jednorodności preparatu.
- 10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, ze stosuje się jednorodny preparat zawierający medium wodne, co najmniej jeden środek powierzchniowo czynny zawierający eter n-butylotrójglikolowy w ilości 1-20% wag./wag. oraz co najmniej jeden, zawierający inhibitor powstawania kamienia, środek chemiczny stosowany na polach naftowych lub gazowych w ilości 1-25% wag./wag.
- 11. Sposób według zastrz. 10, znamienny tym, że stosuje się wstępnie utworzony jednorodny preparat środka chemicznego i środka powierzchniowo czynnego, przy czym preparat przeprowadza się w dół odwiertem wydobywczym i następnie w formację skalną.
- 12. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat stanowiący wstępnie utworzoną pojedynczą kompozycję, przezroczystą i stabilną w zakresie temperatur od temperatury otoczenia do temperatury co najmniej około 45°C, zawierającą eter alkiłotrójglikolowy i co najmniej jeden środek chemiczny, zawierający inhibitor powstawania kamienia.179 771
- 13. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, ze stosuje się preparat zawierający dodatkowo współrozpuszczalniki.
- 14. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że jako współrozpuszczalnik stosuje się niższy alkohol alifatyczny wybrany z metanolu i etanolu.
- 15. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że w przypadku kolejnego wprowadzania każdego ze składników preparatu w formację skalną, składniki te stosuje się w stanie jednorodnym, niezależnie od tego, czy stosuje się składnik bez domieszek, czyjego roztwór wodny.
- 16. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat, w którym medium wodne pochodzi z wody świeżej, wodociągowej, rzecznej, morskiej, wytwarzanej lub wody z formacji, o całkowitym zasoleniu 0-250 g/1 i współczynniku pH wynoszącym 0,5-9.
- 17. Sposób według zastrz. 16, znamienny tym, że jako medium wodne stosuje się wodę morską, a preparat wykazuje współczynnik pH w zakresie 0,1-6,0.
- 18. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat, w którym inhibitor powstawania kamienia stanowi rozpuszczalny w wodzie związek organiczny posiadający co najmniej dwie grupy karboksylowe i/lub grupy kwasu fosfoniowego, i/lub grupy kwasu sulfonowego.
- 19. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się preparat, w którym inhibitor powstawania kamienia stanowi monomer, oligomer lub polimer posiadający co najmniej jedną grupę hydroksylową i/lub aminowy atom azotu.
- 20. Sposób według zastrz. 18, znamienny tym, że jako inhibitor powstawania kamienia stosuje się alifatyczny kwas fosfoniowy posiadający 2-50 atomów węgla lub kwasy aminoalkilofosfoniowe, każdy posiadający co najmniej jedną grupę kwasu metylenofosfoniowego.
- 21. Sposób według zastrz. 20, znamienny tym, że jako inhibitor powstawania kamienia stosuje się związek wybrany z grupy złożonej z fosfonianu etylenodwuaminoczterometylenowego, fosfonianu dwuetylenotrójaminopięciometylenowego oraz fosfonianów trójaminoaminopolimetylenowego i czteroaminopolimetylenowego z 2-4 grupami metylenowymi pomiędzy każdym atomem azotu.
- 22. Sposób według zastrz. 18, znamienny tym, że jako inhibitor powstawania kamienia stosuje się kwas polikarboksylowy wybrany spośród kwasu mlekowego, kwasu winowego i kwasu polimetakrylowego.
- 23. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że stosuje się preparat zawierający dodatkowo środek chemiczny będący inhibitorem korozji, powstawania uwodnionego gazu, osadzania się wosku lub asfaltenu, albo będący zmiataczem siarkowodoru lub dyspergatorem wosków.* * *
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9501021.1A GB9501021D0 (en) | 1995-01-19 | 1995-01-19 | Oil and gas field chemicals |
| GBGB9511487.2A GB9511487D0 (en) | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Oil and gas field chemicals |
| PCT/GB1996/000045 WO1996022451A1 (en) | 1995-01-19 | 1996-01-11 | Oil and gas field chemicals |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL321379A1 PL321379A1 (en) | 1997-12-08 |
| PL179771B1 true PL179771B1 (pl) | 2000-10-31 |
Family
ID=26306340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL96321379A PL179771B1 (pl) | 1995-01-19 | 1996-01-11 | Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego PL PL PL PL PL PL PL |
Country Status (22)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5690174A (pl) |
| EP (1) | EP0800611B1 (pl) |
| CN (1) | CN1080362C (pl) |
| AR (1) | AR000757A1 (pl) |
| AT (1) | ATE171511T1 (pl) |
| AU (1) | AU695513B2 (pl) |
| BR (1) | BR9606922A (pl) |
| CA (1) | CA2210795C (pl) |
| DE (1) | DE69600687T2 (pl) |
| DK (1) | DK0800611T3 (pl) |
| EA (1) | EA000073B1 (pl) |
| FI (1) | FI108563B (pl) |
| GE (1) | GEP20002336B (pl) |
| HU (1) | HU221063B1 (pl) |
| IN (1) | IN192172B (pl) |
| MY (1) | MY115714A (pl) |
| NO (1) | NO313714B1 (pl) |
| NZ (1) | NZ298119A (pl) |
| PL (1) | PL179771B1 (pl) |
| RO (1) | RO120090B1 (pl) |
| TR (1) | TR199700655T1 (pl) |
| WO (1) | WO1996022451A1 (pl) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MY117988A (en) * | 1995-10-03 | 2004-08-30 | Nor Ind Inc | Cleaning compositions for oil and gas well, lines, casings, formations and equipment and methods of use |
| DK0886718T3 (da) | 1996-03-15 | 2002-04-02 | Bp Chem Int Ltd | Olie- og gasfeltkemikalier |
| GB9615044D0 (en) * | 1996-07-17 | 1996-09-04 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemicals and their use |
| GB9700532D0 (en) | 1997-01-13 | 1997-03-05 | Bp Chem Int Ltd | Oil and gas field chemical |
| US6148913A (en) * | 1997-01-13 | 2000-11-21 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
| AU740371B2 (en) * | 1997-03-11 | 2001-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Glycol derivatives and blends thereof as gas hydrate inhibitors in water base drilling, drill-in, and completion fluids |
| US6165945A (en) * | 1998-01-20 | 2000-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Blends of glycol derivatives as gas hydrate inhibitors in water base drilling, drill-in, and completion fluids |
| US6635604B1 (en) | 1999-02-11 | 2003-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Low molecular weight water soluble organic compounds as crystallization point suppressants in brines |
| US6313367B1 (en) * | 1999-02-22 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Inhibition of asphaltene deposition in crude oil production systems |
| GB9915214D0 (en) * | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| CA2424811C (en) * | 2002-04-23 | 2008-08-05 | Rohm And Haas Company | Carbonyl, thiocarbonyl or imine containing compounds as asphaltene dispersants in crude oil |
| GB0219037D0 (en) * | 2002-08-15 | 2002-09-25 | Bp Exploration Operating | Process |
| US7164051B2 (en) * | 2002-09-03 | 2007-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Gas hydrate inhibitors |
| US7097759B2 (en) * | 2003-05-23 | 2006-08-29 | Rohm And Haas Company | Carbonyl, thiocarbonyl or imine containing compounds as asphaltene dispersants in crude oil |
| US7021378B2 (en) * | 2003-12-31 | 2006-04-04 | Chevron U.S.A. | Method for enhancing the retention efficiency of treatment chemicals in subterranean formations |
| DE602005004487T2 (de) | 2004-10-07 | 2009-04-02 | Rohm And Haas Co. | Als Asphaltdispergatoren in Erdölprodukten geeignete Formulierungen. |
| EP2090646A1 (en) * | 2008-01-22 | 2009-08-19 | Thermphos Trading GmbH | Surface treatment composition containing phosphonic acid compounds |
| WO2011137460A2 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Machines, systems, computer-implemented methods, and computer program products to test and certify oil and gas equipment |
| CN104011329A (zh) * | 2011-12-14 | 2014-08-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于生产油的系统和方法 |
| CN102604615A (zh) * | 2012-01-18 | 2012-07-25 | 北京博德世达石油技术有限公司 | 一种油井用高效、低毒、安全的油基清蜡剂 |
| USD713825S1 (en) | 2012-05-09 | 2014-09-23 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Electronic device holder |
| EP3511515A1 (en) | 2012-05-25 | 2019-07-17 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Apparatus and methods for evaluating systems associated with wellheads |
| AU2013361683B2 (en) * | 2012-12-19 | 2018-06-14 | Nalco Company | Functionalized hydrogen sulfide scavengers |
| BR112015011232B1 (pt) | 2012-12-19 | 2021-07-06 | Ecolab Usa Inc | método de tratamento por compressão para eliminação de sulfeto de hidrogênio em um fluido de produção |
| EP2935193B1 (en) * | 2012-12-19 | 2018-10-10 | Nalco Company | Scavenging hydrogen sulfide |
| WO2014149751A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Ecolab Usa Inc. | Method of assessing asphaltene inhibitor efficiency |
| US20150252247A1 (en) * | 2014-03-10 | 2015-09-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | High active flowable surfactant blends for enhanced oil recovery |
| US9940492B2 (en) | 2014-07-30 | 2018-04-10 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Band with RFID chip holder and identifying component |
| US9902895B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-02-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Polymer compositions |
| CA2986233A1 (en) | 2015-05-21 | 2016-11-24 | Texas Nameplate Company, Inc. | Method and system for securing a tracking device to a component |
| CN104989346A (zh) * | 2015-06-17 | 2015-10-21 | 成都高普石油工程技术有限公司 | 二次采油法 |
| US10102471B2 (en) | 2015-08-14 | 2018-10-16 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Carrier and band assembly for identifying and managing a component of a system associated with a wellhead |
| WO2017040903A1 (en) | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery compositions and methods thereof |
| CN107794008A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-03-13 | 西南石油大学 | 一种合成杂化多胺钻井液抑制剂及其制备方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3481870A (en) * | 1964-09-28 | 1969-12-02 | Petrolite Corp | Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits |
| US3402770A (en) * | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| US3488289A (en) * | 1966-06-24 | 1970-01-06 | Texaco Inc | Composition and method for treating scale |
| US3483925A (en) * | 1968-02-06 | 1969-12-16 | Calgon C0Rp | Squeeze treatment of producing oil wells |
| US3920073A (en) * | 1973-03-26 | 1975-11-18 | Union Oil Co | Miscible flooding process |
| US3902557A (en) * | 1974-03-25 | 1975-09-02 | Exxon Production Research Co | Treatment of wells |
| US4008165A (en) * | 1975-03-14 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations having high concentrations of polyvalent ions |
| US3939911A (en) * | 1975-03-14 | 1976-02-24 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| US4192382A (en) * | 1977-12-22 | 1980-03-11 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| US4184549A (en) * | 1977-12-22 | 1980-01-22 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| US4194563A (en) * | 1978-12-26 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | High conformance enhanced oil recovery process |
| DE3105913C2 (de) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten |
| US4708207A (en) * | 1985-11-21 | 1987-11-24 | Union Oil Company Of California | Scale removal treatment |
| US5002126A (en) * | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
-
1996
- 1996-01-11 EA EA199700103A patent/EA000073B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 AT AT96900140T patent/ATE171511T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 WO PCT/GB1996/000045 patent/WO1996022451A1/en active IP Right Grant
- 1996-01-11 HU HU9802427A patent/HU221063B1/hu not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 AU AU43527/96A patent/AU695513B2/en not_active Ceased
- 1996-01-11 CA CA002210795A patent/CA2210795C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-11 RO RO97-01330A patent/RO120090B1/ro unknown
- 1996-01-11 CN CN96192664A patent/CN1080362C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-11 TR TR97/00655T patent/TR199700655T1/xx unknown
- 1996-01-11 PL PL96321379A patent/PL179771B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 EP EP96900140A patent/EP0800611B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-01-11 NZ NZ298119A patent/NZ298119A/xx not_active IP Right Cessation
- 1996-01-11 DE DE69600687T patent/DE69600687T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-11 GE GEAP19963847A patent/GEP20002336B/en unknown
- 1996-01-11 DK DK96900140T patent/DK0800611T3/da active
- 1996-01-11 BR BR9606922-8A patent/BR9606922A/pt not_active Application Discontinuation
- 1996-01-16 IN IN97DE1996 patent/IN192172B/en unknown
- 1996-01-17 US US08/586,324 patent/US5690174A/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-01-19 MY MYPI96000212A patent/MY115714A/en unknown
- 1996-01-19 AR ARP960101080A patent/AR000757A1/es unknown
-
1997
- 1997-07-15 NO NO19973282A patent/NO313714B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-07-18 FI FI973064A patent/FI108563B/fi active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0800611B1 (en) | 1998-09-23 |
| IN192172B (pl) | 2004-03-06 |
| CA2210795A1 (en) | 1996-07-25 |
| BR9606922A (pt) | 2000-10-24 |
| FI973064A0 (fi) | 1997-07-18 |
| HU221063B1 (hu) | 2002-07-29 |
| FI108563B (fi) | 2002-02-15 |
| EP0800611A1 (en) | 1997-10-15 |
| WO1996022451A1 (en) | 1996-07-25 |
| DE69600687D1 (de) | 1998-10-29 |
| NO313714B1 (no) | 2002-11-18 |
| ATE171511T1 (de) | 1998-10-15 |
| TR199700655T1 (xx) | 1998-02-21 |
| AU695513B2 (en) | 1998-08-13 |
| NO973282L (no) | 1997-09-09 |
| AR000757A1 (es) | 1997-08-06 |
| EA000073B1 (ru) | 1998-06-25 |
| NO973282D0 (no) | 1997-07-15 |
| US5690174A (en) | 1997-11-25 |
| RO120090B1 (ro) | 2005-08-30 |
| DK0800611T3 (da) | 1999-03-01 |
| CA2210795C (en) | 2005-05-10 |
| MY115714A (en) | 2003-08-30 |
| AU4352796A (en) | 1996-08-07 |
| HUP9802427A2 (hu) | 1999-02-01 |
| GEP20002336B (en) | 2000-12-25 |
| HUP9802427A3 (en) | 1999-03-29 |
| DE69600687T2 (de) | 1999-02-18 |
| EA199700103A1 (ru) | 1997-12-30 |
| CN1080362C (zh) | 2002-03-06 |
| FI973064A (fi) | 1997-09-18 |
| PL321379A1 (en) | 1997-12-08 |
| NZ298119A (en) | 1999-11-29 |
| CN1179196A (zh) | 1998-04-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| PL179771B1 (pl) | Sposób hamowania powstawania kamienia w formacji skalnej odwiertu naftowego PL PL PL PL PL PL PL | |
| US6581687B2 (en) | Water-in-oil microemulsions useful for oil field or gas field applications and methods for using the same | |
| CA2595460C (en) | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications | |
| EP0909873B1 (en) | A process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates | |
| US6379612B1 (en) | Scale inhibitors | |
| US6148913A (en) | Oil and gas field chemicals | |
| EP0976911A1 (en) | Scale inhibitors | |
| EP0886718B1 (en) | Oil and gas field chemicals | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| US20020150499A1 (en) | Oil-soluble scale inhibitors with formulation for improved environmental classification | |
| EP1232328B1 (en) | A method for recovering water soluble surfactants | |
| MXPA97005491A (en) | Chemical compounds for petroleum and oil plant | |
| LT4330B (lt) | Naftos ir dujų gavybos mišiniai | |
| Sim et al. | New technology for scale squeeze treatments on high water cut wells on Statoil Heidrun and Norne fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| LAPS | Decisions on the lapse of the protection rights |
Effective date: 20100111 |