RO117977B1 - Procedeu si compozitie pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol - Google Patents
Procedeu si compozitie pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol Download PDFInfo
- Publication number
- RO117977B1 RO117977B1 RO98-01380A RO9801380A RO117977B1 RO 117977 B1 RO117977 B1 RO 117977B1 RO 9801380 A RO9801380 A RO 9801380A RO 117977 B1 RO117977 B1 RO 117977B1
- Authority
- RO
- Romania
- Prior art keywords
- crust
- composition
- ether
- mono
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 125
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 78
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 78
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 28
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 82
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 67
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 66
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 47
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 41
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N phosphonic acid group Chemical group P(O)(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 84
- -1 3-pentyl diethylene glycol ether Chemical compound 0.000 claims description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 21
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 16
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 13
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical group CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 7
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- SZNYYWIUQFZLLT-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(2-methylpropoxy)propane Chemical compound CC(C)COCC(C)C SZNYYWIUQFZLLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 claims description 6
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N pentaethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCOCCO JLFNLZLINWHATN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N tetraethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCOCCO UWHCKJMYHZGTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 5
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 4
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 4
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 4
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 claims description 3
- 229940120146 EDTMP Drugs 0.000 claims description 3
- 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 3
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N citraconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C\C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N 0.000 claims description 3
- 229940018557 citraconic acid Drugs 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 claims description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N mesaconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C/C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N 0.000 claims description 3
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N methylfumaric acid Natural products OC(=O)C(C)=CC(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 3
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 3
- PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N phosphoramidic acid Chemical compound NP(O)(O)=O PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 3
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims description 3
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 3
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 3
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 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 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 claims description 2
- NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N edtmp Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O NFDRPXJGHKJRLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 2
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims 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 claims 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical class [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 abstract 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical group OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 14
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 13
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 7
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 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
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 150000007514 bases Chemical class 0.000 description 2
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 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 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 125000005328 phosphinyl group Chemical group [PH2](=O)* 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HTJDQJBWANPRPF-UHFFFAOYSA-N Cyclopropylamine Chemical group NC1CC1 HTJDQJBWANPRPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000004103 aminoalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000004051 hexyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 125000005499 phosphonyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229920006389 polyphenyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Inventia se refera la un procedeu si la o compozitie pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol, utilizata in productia de petrol in schelele petroliere. Procedeul pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol consta in aceea ca componentele compozitiei sunt introduse intr-o compozitie unica, omogena, preformata sau simultan, in paralel sau secvential in matricea de roca, iar pH-ul compozitiei are o valoare cuprinsa intre 0,5 si 9 si este astfel controlat ca, inaintea introducerii, componentele compozitiei sa fie in solutie, iar dupa injectare, in matricea de roca a formatiunii, si in conditiile de pH si temperatura predominante sau create in matricea respectiva, pH-ul solutiei atinge o valoare astfel incat genereaza in situ un precipitat inhibitor de crusta, atunci cand compusul inhibitor de crusta (c) este in contact cu solutia de sare de metal solubila (b), pentru aceasta, agentul activ de suprafata (a) este un glicol eter si concentratia minima de ion a compusului inhibitor de crusta (c) este de 5000 ppm raportat la greutatea totala a compozitiei, iar pH-ul alcalin al matricei se regleaza injectand, dupa injectarea compozitiei mentionate, un compus sensibil la caldura, care este ureea sau un derivat al acesteia. Compozitia pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol, conform inventiei, contine glicol eterul, care constituie agentul activ de suprafata (a), sarea de metal solubila in apa (b), selectata din sarea unuia sau mai multor metale, dintre cupru, calciu, magneziu, zinc, aluminiu, fier, titan, zirconiu, crom si compusul inhibitor de crusta (c) care are cel putin doua grupari de acid carboxilic si/sau grupari de acid fosfonic si/sau grupari de acid sulfonic.
Description
Invenția se referă la un procedeu și la o compoziție utilizate pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, în cadrul exploatării zăcămintelor petroliere.
în exploatările zăcămintelor de petrol este întâlnită adeseori problema formării unei cruste în matricea rezervor a formațiunii din rocă și/sau pe conductele de producție în puț sau la suprafață care împiedică exploatarea. Formarea crustei produce nu numai o micșorare a porilor din matricea de rocă care formează rezervorul, fenomen cunoscut ca “defecțiune de formație și reducând astfel cantitatea produsă de petrol și/sau de gaz, ci, de asemenea, blochează echipamentul tubular și conductele în timpul prelucrării la suprafață. Pentru a evita aceasta, puțul de producție este supus unui așa numit tratament de “închidere în timpul căruia în puțul de producție este injectată o compoziție apoasă care cuprinde un inhibitor de formare a crustei, de obicei sub presiune, care este “forțat” în formațiune și menținut acolo. în procesul de forțare, inhibitorul de crustă este injectat radial pe o distanță variabilă în puțul de producție unde este reținut prin absorbție și/sau prin formarea unui precipitat greu solubil. Inhibitorul trece cu încetul în apa produsă pe o perioadă de timp și protejează puțul de depunere a crustei. Tratamentul de “închidere” trebuie să fie făcut cu regularitate, de exemplu, o dată sau de mai multe ori pe an, cel puțin, dacă se dorește menținerea producției în cantități mari și constituie “timp mort” deoarece în acest timp nu are loc producția.
Este cunoscut un procedeu de inhibare a crustei descris în brevetul US-A-5002126, în care, un agent activ de suprafață, sare de metal, solubil în apă, care conține un ion metalic terminal este injectat într-un puț și în rezervor, agentul activ de suprafață este absorbit pe suprafața rezervorului și după aceasta în rezervor este injectată o soluție apoasă care conține inhibitorul de crustă care este capabil să reacționeze cu agentul activ de suprafață, astfel, încât să formeze un inhibitor metalic care se dizolvă cu încetul în apa produsă din rezervor. După un timp se observă o reducere a producției totale corespunzând numărului de timpi morți din timpul operației de forțare/închidere, ca și o reducere a producției pe măsură ce se aglomerează crusta. Totuși, în unele cazuri inhibitorul este slab reținut în formațiunea rezervor din matrice de rocă și se observă timpi scurți de forțare. Rezultatul clar în aceste cazuri este o frecventă intervenție la puț care are impact, atât asupra productivității puțului, cât și a profitabilității exploatării.
Un alt procedeu pentru a diminua aceeași problemă utilizând aceeași operație de forțare/închidere este de a precipita inhibitorul de crustă cu solubilitate scăzută în apă pe suprafața susceptibilă de depunere de crustă și este cunoscut în US-A-4357248. Procedeul constă în tratarea unui rezervor subteran prin injectarea în el, a unei soluții de inhibitor autoreactiv, care ulterior precipită un inhibitor de crustă cu solubilitate scăzută în apă, pe suprafața relevantă a formației rezervor din matrice de rocă. în acest procedeu, un inhibitor de crustă anionic și o sare de cation multivalent se dizolvă într-un lichid apos alcalin pentru a da o soluție care conține, atât anionii inhibitori de crustă, cât și cationii multivalenți care sunt solubili la pH alcalin, dar care, la pH mai scăzut și la temperatura rezervorului sunt precipitați drept compus inhibitor al crustei care are o solubilitate efectivă dar, relativ scăzută în apă. Cel puțin un compus care reacționează cu o viteză relativ mică pentru a reduce pH-ul soluției alcaline este dizolvat, de asemenea, în soluție. Viteza cu care este redus pH-ul soluției este ajustată, potrivind compoziția și/sau concentrația compușilor dizolvați în soluție pentru a corela viteza de reducere a pH-ului, cu temperatura și proprietățile de injectare în puț și rezervor.
Prin alegerea unui agent de suprafață specific și controlând cantitatea utilizată dintrun astfel de agent activ, de suprafață, nu numai că este semnificativ îmbunătățită performanța metodei de precipitare la forțare, dar surprinzător, această îmbunătățire este mult superioară față de performanța aceluiași agent activ de suprafață atunci când se utilizează o metodă de forțare a crustei prin adsorbție.
RO 117977 Β1
Procedeul și compoziția pentru inhibarea crustei în formațiuni purtătoare de petrol, conform invenției, asigură micșorarea numărului de operații de forțare și închideri care sunt necesare pentru a inhiba crusta și mărirea ratei de producție dintr-un puț de petrol utilizând precipitarea prin forțare și injectarea într-o matrice de rocă a formației care conține petrol a unei compoziții miscibilă cu apa prin aceea că componentele compoziție sunt introduse într-o 55 compoziție unică omogenă preformată sau simultan, în paralel sau secvențial în matricea de rocă, iar pH-ul compoziției are o valoare cuprinsă, între 0,5-9 și este astfel controlat ca înaintea introducerii componentele compoziției să fie în soluție, iar după injectare în matricea de rocă a formațiunii și în condițiile de pH și temperatură predominante sau create în matricea respectivă, pH-ul soluției atinge o valoare, astfel, încât generează in situ un pre- 60 cipitat inhibitor de crustă atunci când compusul inhibitor de crustă este în contact cu soluția de sare de metal solubilă, pentru aceasta agentul activ de suprafață este un glicol eter și concentrația minimă de ion a compusului inhibitor de crustă este de 5000 ppm raportat la greutatea totală a compoziției, iar pH-ul alcalin al matricei se reglează injectând, după injectarea compoziției menționate, un compus sensibil la căldură care este ureea sau un 65 derivat al acesteia. Componentele compoziției sunt introduse într-un prim curent de glicol eter urmat de plasarea unui distanțier de apă de mare după care se injectează un curent cuprinzând cationul multivalent și inhibitorul de crustă împreună. Glicol eterul care constituie agentul activ de suprafață cuprinde unul sau mai mulți eteri selectați dintre:
- mono etil eter de etilen glicol; 70
- mono n-propil eter de etilen glicol;
- mono izo-propil eter de etilen glicol;
- mono n-butil eter de etilen glicol;
- mono izo-butil eter de etilen glicol;
- mono 2-butil eter de etilen glicol; 75
- mono ferț-butil eter de etilen glicol;
- mono n-propil eter de dietilen glicol;
- mono izo-propil eter de dietilen glicol;
- mono n-butil eter de dietilen glicol;
- mono izo-butil eter de dietilen glicol; 80
- mono 2-butil eter de dietilen glicol;
- mono ferț-butil eter de dietilen glicol;
- mono n-pentil eter de dietilen glicol;
- mono 2-metilbutil eter de dietilen glicol;
- mono 3-metilbutil eter de dietilen glicol; 85
- mono 2-pentil eter de dietilen glicol;
- mono 3-pentil eter de dietilen glicol;
- mono terț-pentil eter de dietilen glicol;
- mono butii eter de trietilen glicol n-butiltriglicol eter;
- mono butii eter de tetraetilen glicol n-butiltetriglicol eter; 90
- mono butii eter de pentaetilen glicol n-butilpentaglicol eter.
Sarea de metal solubilă în apă este o sare a unuia sau a mai multor metale selectate dintre cupru, calciu, magneziu, zinc, aluminiu, fier, titan, zirconiu și crom. Sarea de metal solubilă în apă este selectată dintre halogenuri, azotați, formiați și acetați de metale. Sarea de metal solubilă în apă este clorură de calciu, clorură de magneziu sau amestecuri ale 95 acestora. Soluția de sare de metal solubilă în apă este o soluție apoasă. Compusul inhibitor de crustă este o moleculă organică solubilă în apă care are cel puțin două grupări de acid carboxilic și/sau grupări de acid fosfonic și/sau grupări de acid sulfonic.Compusul inhibitor de crustă are, între 2-30 grupări de acid carboxilic și/sau acid fosfonic și/sau acid sulfonic.
RO 117977 Β1
Compusul inhibitor de crustă este un oligomer sau un polimer, sau este un monomer cu cel puțin o grupare hidroxil și/sau atom de azot aminic. Compusul inhibitor de crustă este un acid hidroxicarboxilic, un acid hidroxi - sau amino-fosfonic, sau un acid sulfonic. .Compusul inhibitor de crustă este unul sau mai mulți componenți selectați dintre:
- acizi polifosfino carboxilici;
- acizi poliacrilici;
- acizi polimaleici;
- alți acizi policarboxilici sau anhidride;
- polivinil sulfonați și co- și ter-polimeri ai acestora;
- fosfonați;
- acizi poliaminoetilenfosfonici;
- acid 1-hidroxietiliden-1,1 -difosfonic;
- esteri de organofosfați;
- poliamine fosfonometilate.
Compusul inhibitor de crustă este unul sau mai mulți componenți selectați dintre: acid lactic, acid citric, acid tartric, anhidridă maleică, acid itaconic, acid fumărie, acid mesaconic, acid citraconic, copolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic, terpolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic-acid polimaleic, copolimeri polivinil sulfonat-acid polifosfino carboxilic, acid aminotrimetilen fosfonic, acid etilendiamino tetrametilen fosfonic, nitrilotri (acid metilen fosfonic), dietilentriamină penta (acid metilen fosfonic), N,N’ -bis(3-amino b/s-(acid metilen fosfonic) propil), etilendiamină bis (acid metilen fosfonic), esteri de fosfați cu polioli conținând una sau mai multe grupări 2-hidroxietil. Compusul inhibitor de crustă este un acid fosfonic alifatic având 2-50 atomi de carbon. Compusul inhibitor de crustă este un poliaminometilen fosfonat care are 2-10 atomi N, fiecare atom de azot purtând opțional, cel puțin o grupare de acid metilen fosfonic. Compusul inhibitor de crustă este cel puțin în parte sub forma sării sale de metal alcalin. Agentul activ de suprafață cuprinde n-butiltriglicol într-o cantitate de 1-45% g/g din totalul compoziției, compusul inhibitor de crustă solubil în apă este în cantitate de 1-25% g/g din totalul compoziției, iar agentul de solubilizare este un alcool alifatic inferior care este prezent într-o cantitate suficientă pentru a menține omogenitatea compoziției în soluție, realizată într-un mediu apos cu o salinitate totală situată, între 0-250g/l. Agentul activ de suprafață este un curent de produs secundar de la procedeele de fabricare a glicol eterului, curent care conține n-alchil triglicol eter. N-alchil triglicol eterul este n-butiltriglicol eter și curentul de produs secundar cuprinde 75% g/g n-butiltriglicol eter, circa 2,5% g/g butildiglicol eter, circa 19% butii tetraglicol eter și circa 2% butii pentaglicol eter. Agentul de solubilizare este etanol. Salinitatea mediului apos, de preferință, este de la 5-50 g/l.
Prin aplicarea invenției, se obțin următoarele avantaje:
- creșterea producției puțurilor;
- reducerea perioadelor de închidere a puțurilor de producție;
Se dă, în continuare, un exemplu de realizare a invenției.
Procedeul pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol cuprinde injectarea în matricea de rocă a unei compoziții miscibile cu apa compoziție alcătuită dintr-un agent activ a de suprafață, miscibil cu apa care este în formă lichidă, o soluție de sare de metal solubilă în apă b cuprinzând un cation multivalent și o soluție dintr-un compus inhibitor de crustă c miscibil cu apa cuprinzând un component anionic capabil să formeze prin injectarea în matricea de rocă a formației un precipitant inhibitor de crustă in situ în prezența cationilor din soluția de sare de metal. Componentele compoziție sunt introduse într-o compoziție unică omogenă preformată sau simultan, în paralel sau secvențial în matricea de rocă, iar pH-ul compoziției care o valoare cuprinsă între 0,5-9 și este astfel controlat ca înaintea introducerii componentele compoziției să fie în soluție, iar după injectare în matricea de rocă
RO 117977 Β1
150 a formațiunii și în condițiile de pH și temperatură predominante sau create în matricea respectivă, pH soluției atinge o valoare, astfel, încât generează in situ un precipitat inhibitor de crustă, atunci când compusul inhibitor de crustă c este în contact cu soluția de sare de metal solubilă b pentru aceasta agentul activ de suprafață a este un glicol eter și concentrația minimă de ion a compusului inhibitor de crustă c este de 5000 ppm raportat la greutatea totală a compoziției, iar pH-ul alcalin al matricei se reglează injectând, după injectarea compoziției menționate, un compus sensibil la căldură care este ureea sau un derivat al acesteia.
Componentele compoziției sunt introduse într-un prim curent de glicol eter a urmat de plasarea unui distanțier de apă de mare după care se injectează un curent cuprinzând cationul multivalent b și inhibitorul de crustă c împreună.
Compoziția pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol conține un agent activ de suprafață a, o sare de metal sulubilă în apă b și un inhibitor de crustă c.
Glicol eterul menționat este, de preferință, un alchil glicol eter în care gruparea alchil poate fi cu catenă lineară sau ramificată și în mod adecvat are 3-6 atomi de carbon, preferabil de la 3 la 5 atomi de carbon. Glicol eterul care poate fi utilizat este un monoalchil eter cum ar fi, de exemplu, n-butiotriglicol eter, cunoscut, de asemenea, ca mono-n-butil eter de trietilen glicol. Mai specific, acești glicol eteri includ printre alții unul sau mai mulți dintre:
- mono etil eter de etilen glicol;
- mono n-propil eter de etilen glicol;
- mono izo-propil eter de etilen glicol;
- mono n-butil eter de etilen glicol;
- mono izo-butil eter de etilen glicol;
- mono 2-butil eter de etilen glicol;
- mono tert-butil eter de etilen glicol;
- mono n-propil eter de dietilen glicol;
- mono izo-propil eter de dietilen glicol;
- mono n-butil eter de dietilen glicol;
- mono izo-butil eter de dietilen glicol;
- mono 2-butil eter de dietilen glicol;
- mono tert-butil eter de dietilen glicol;
- mono n-pentil eter de dietilen glicol;
- mono 2-metilbutil eter de dietilen glicol;
- mono 3-metilbutil eter de dietilen glicol;
- mono 2-pentil eter de dietilen glicol;
- mono 3-pentil eter de dietilen glicol;
- mono tert-pentil eter de dietilen glicol;
- mono butii eter de trietilen glicol (n-butiltriglicol eter);
- mono butii eter de tetraetilen glicol (n-butiltetraglicol eter);
- mono butii eter de pentaetilen glicol, n-butilpentaglicol eter.
Sarea de metal solubilă în apă b care cuprinde cationii este, preferabil, o sare solubilă în apă a unui metal din Grupa II sau Grupa VI, a tabelului periodic. Mai specific, acestea sunt adecvat săruri a unuia sau mai multor metale selectate dintre cupru, calciu, magneziu, zinc, aluminiu, fier, titan, zirconiu și crom. Deoarece, sărurile trebuie să fie solubile în apă, ele sunt preferabil halogenuri, azotați, formați și acetați ai acestor metale. La alegerea metalului relevant, totuși, trebuie avut în vedere că unul din aceste metale să nu provoace crustă în condițiile chimismului, din matricea de rocă a formațiunii. Se preferă, clorură de calciu, clorură de magneziu sau amestecuri ale acestora. Soluția sării solubile în apă este în mod adecvat o soluție apoasă.
155
160
165
170
175
180
185
190
195
RO 117977 Β1
Compusul inhibitor de crustă c, miscibil cu apa care cuprinde un component anionic capabil să formeze în prezența cationilor sării de metal solubil b un precipitat inhibitor al crustei in situ la injectarea în matricea de rocă a formațiunii poate fi unul dintre cei.cunoscuți. Precipitatul format in situ este eficient pentru stoparea crustei de calciu și/sau bariu mai mult cu cantități prag, decât cu cantități stoichiometrice. Cantitățile minime de ion montate, în cele ce urmează de numite “MIC”, de compus inhibitor al crustei c utilizat, este de cel puțin 5000 ppm bazat pe greutatea totală a compoziției și este adecvat cel puțin 10000, preferabil cel puțin 12000 ppm în greutate. Compusul inhibitor al crustei c poate fi o moleculă organică solubilă în apă care are cel puțin 2 grupări carboxilice și/sau de acid fosfonic și/sau de acid sulfonic, de exemplu, 2-30 astfel de grupări. Preferabil, compusul, inhibitor de crustă c este un oligomer sau un polimer sau poate fi un monomer care are cel puțin o grupare hidroxi și/sau atom de azot aminic, în special într-un acid hidroxicarboxilic cu acid hidroxi - sau aminofosfonic sau sulfonic. Exemple de compuși, c inhibitori de crustă sunt acizi fosfonici alifatici care au de la 5 la 20 carboni, cum ar fi, acizi hidroxietil difosfonici și acizi aminoalchil fosfonici, de exemplu, polaminometilen fosfonat cu 2-10 atomi N, de exemplu, fiecare purtând cel puțin o grupare de acid metilen fosfonic. Alți compuși inhibitori de crustă sunt acizi policarboxilici cum ar fi, acizi lactici sau tartrici și compuși anionici polimerici cum ar fi, acid polivinil sulfonic și acizi poli(met) acrilici, opțional cel puțin cu câteva grupări fosfonil sau fosfinil cum ar fi, fosfinil poliacrilați. Inhibitorii de crustă sunt, de preferință, cel puțin în parte sub forma sărurilor lor cu metale alcaline, de exemplu, săruri de sodiu. Mai specific, exemple de inhibitori de crustă c includ unul sau mai multi dintre:
- acizi polifosfino carboxilici;
- acizi poliacrilici;
- acizi polimaleici;
- alți acizi policarboxilici sau anhidride cum ar fi, de exemplu:
- anhidridă maleică, acid itaconic, acid fumărie, acid mesaconic și acid citraconic, polivinil sulfonați;
- co- și ter-polimeri ai celor de mai sus, de exemplu:
- copolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic;
- terpolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic-acid polimaleic;
- copolimeri polivinil sulfonat-acid polifosfino carboxilic;
- fosfonați;
- poli (acizi aminoetilenfosfonici) cum ar fi, de exemplu:
- acid aminotrietilen fosfonic;
- acid etilendiamino tetrametilen fosfonic;
- nitrilotri (metilen fosfonic);
- dietilentriamină penta (acid metilen fosfonic);
- N, N’ - bis (3-amino b/s-(acid metilen fosfonic) propil);
- etilendiamină-b/s-(acid metilen fosfonic); -acid 1-hidroxietiliden-1, 1-difosfonic;
- esteri de organofosfați cum ar fi, de exemplu:
- esteri de fosfați cu polioli, conținând una sau mai multe grupări 2-hidroxietil;
- poliamine fosfonometilate.
Mai sus se afirmă că unul dintre modurile de controlare a formării precipitatului de compus inhibitor de crustă in situ este de a controla pH-ul soluției de compus de la valoarea sa inițială la valoarea de pH la care generează in situ un precipitat inhibitor de crustă când este în contact cu sarea de metal solibilă b. Acest lucru poate fi realizat prin diverse mijloace. De exemplu, în funcție de natura agentului activ și compusului inhibitor a și c introduse în formațiunea de rocă pentru a genera o soluție a acestora:
RO 117977 Β1
i) Dacă, sistemul apos care înconjoară matricea de rocă a formațiunii este cu aciditate relativ mare și prin urmare, cu o valoare mică a pH-ului, atunci poate fi necesar ca într-o astfel de matrice de rocă a formațiunii să se injecteze soluții de sare de metal solubilă b și compus inhibitor c care sunt relativ alcaline și astfel, să se mențină componentele în stare 250 dizolvată la acea valoare de pH înainte de injectare în matricea de rocă a formațiunii. Astfel, când cele două soluții intră în contact una cu cealaltă în interiorul matricei de rocă a formațiunii și în condițiile predominante de pH și temperatură, acestea depun un precipitat de inhibitor de crustă in situ pe suprafața matricei de rocă a formațiunii.
ii) Dacă totuși, sistemul apos care înconjoară matricea de rocă a formațiunii este 255 relativ mai puțin acid sau chiar alcalin și prin urmare la o valoare relativ ridicată de pH, poate fi necesar ca într-o astfel de matrice de rocă a formațiunii să se injecteze soluții de sare de metal b și compus inhibitor c care au aciditate relativ ridicată și mențin, de asemenea, componentele în stare dizolvată la acea valoare de pH înainte de injectarea în matricea de rocă a formațiunii. Astfel, în acest caz când cele două soluții intră în contact una cu cealaltă în 260 interiorul matricei de rocă a formațiunii și în condițiile predominante de pH și temperatură, acestea depun un precipitat de inhibitor de crustă in situ, pe suprafața matricei de rocă a formațiunii.
Atunci când se utilizează unele combinații de sare de metal b și inhibitor de crustă c, în special, atunci când sistemul apos care înconjoară matricea de rocă a formațiunii are 265 un pH relativ mai puțin acid sau chiar alcalin, așa cum este cel descris la punctul ii) de mai sus, poate fi necesar ca în formațiune să se injecteze o soluție a unui alt compus care este sensibil la căldură și este capabil să se descompună în condițiile termice din matricea de rocă a formațiunii pentru a genera un compus bazic, prin aceasta influențând pH-ul predominant din roca formațiunii pentru a facilita formarea precipitatului de inhibitor de crustă in 270 situ. Exemple de astfel de compuși sensibili la căldură includ ureea și derivații săi.
Compoziția pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol, într-o variantă, poate cuprinde: cel puțin un agent activ de suprafață d cuprinzând n-butiltriglicol într-o cantitate de 1-45% g/g din totalul compoziției, o soluție de sare de metal solubilă în apă e, cuprinzând un cation multivalent capabil să genereze in situ un precipitat atunci când 275 se combină cu un anion al compusului, inhibitor de crustă f în condițiile care predomină în matricea de rocă a formațiunii, și o soluție de compus inhibitor de crustă f solubil în apă întro cantitate de 1-25% g/g din totalul compoziției și cuprinzând o componentă anionică, capabilă să formeze un precipitat inhibitor de crustă in situ, în prezența sării de metal solubilă e, după injectarea în matricea de rocă a formațiunii. 280
Minimul de concentrație a ionilor de compus inhibitor de crustă f este de 5000 ppm, bazat pe greutatea totală a compoziției.
Componentele compoziției sunt introduse simultan dar separat, sau secvențial, sau ca o unică compoziție preformată.
La introducerea secvențială a componentelor agentul activ a, sarea de metal solubilă 285 b și compusul inhibitor de crustă c, agentul activ a, în speță, glicol eterul injectat poate să se “miște”, în cele mai multe cazuri cu o viteză mai mică decât componentele formatoare de inhibitor de crustă b și c. într-un astfel de caz, poate fi utilizat un sistem de desfășurare cu curgere dublă. De exemplu, un curet de agent activ a, reprezentat de glicol eter, poate fi injectat în formațiune mai întâi, urmat de un curent de componente b și c, formatoare a 290 inhibitorului de crustă. Cele două curente pot fi apoi reunite în apropierea gurii puțului, în modul uzual, în care sunt realizate tratamentele de forțare. Opțional, un distanțor de apă de mare se poate plasa între cei doi curenți ai tratamentului principal, și în acest caz, reunirea poate fi dimensionată, astfel, încât să se realizeze amestecarea celor doi curenți în rezervor
RO 117977 Β1 presupunând că sunt cunoscute vitezele relative ale agentului activ a reprezentat de glicol eter și ale componentelor b și c formatoare de inhibitor de crustă. Este preferabil ca fiecare dintre componente utilizate să fie în sine omogen și, de asemenea, să fie miscibile cu apa.
Astfel, agentul activ de suprafață a este prezent în compoziție într-o cantitate de 145% în greutate, preferabil, de la 5 la 25% în greutate, mai ales, de la 5 la 15% în greutate. Este posibil ca în prezenta invenție să se utilizeze curenți de produse secundare de la procedeele de fabricare a glicoleterului, care conțin o proporție mare de glicoleteri, cum ar fi, n-butiltriglicol eter. Un astfel de curent de produs secundar cuprinde circa 75% g/g n-butil triglicol eter, circa 2,5% g/g n-butildiglicoleter, circa 19% n-butiltetraglicoleter și circa 2% nbutilpentaglicoleter. Proporțiile relative de componente de agent activ a și de inhibitor de crustă c, din compoziție pot varia în limite largi depinzând de faptul că, componentele sunt introduse în matricea de rocă a formațiunii simultan, secvențial sau ca unică compoziție preformată în concordanță cu necesitatea de a menține omogenitatea înainte de injectarea lor în matricea de rocă a formațiunii. De exemplu, la concentrații relativ mari de agent activ de suprafață sau la temperaturi mai mari sau la temperaturi extrem de scăzute, este posibil ca o compoziție preformată să-și piardă omogenitatea din cauza solubilității scăzute a uneia sau a mai multora dintre componente din compoziție în acele condiții. în aceste cazuri, se pot adăuga cantități mici dintr-un agent de solubilizare cum ar fi, un alcool alifatic inferior, în special metanol sau etanol, fie la compoziția neomogenă prefeormată, fie utilizat pentru a înlocui parțial agentul activ din compoziție pentru a restabili omogenitatea compoziției.
Astfel, compozițiile omogene preformate din prezenta invenție pot conține, în afară de glicol eter, un cosolvent cum ar fi, de exemplu, un alcool alifatic inferior, în special metanol sau etanol.
Mediul apos din compoziție poate fi din apă de la robinet, de râu, de mare sau de formațiune, cu o salinitate totală de, exemplu,0,250g/l cum ar fi, 5-50 g/l și poate avea un pH de 0,5-9. Atunci când se utilizează apă de mare compoziția poate avea un pH foarte acid în limitele 0,5 la 1,5 dacă se utilizează compus inhibitor de crustă foarte acid. în astfel de cazuri poate fi necesar să se neutralizeze aciditatea compoziției utilizând un hidroxid de metal alcalin, în special hidroxid de sodiu, hidroxid de potasiu sau hidroxid de litiu pentru a asigura omogenitatea compoziției. De exemplu, s-a descoperit că utilizarea hidroxidului de litiu ca agent de neutralizare în loc de alt hidroxid de metal alcalin permite tolerarea unor niveluri relativ mari de agent activ de suprafață în compoziție atunci când acest lucru este cerut pentru a menține omogenitatea compoziției.
Cantitatea utilizată de compus inhibitor de crustă este de cel puțin 5000 ppm, de preferat, de cel puțin 10000 ppm și este în intervalul de la 1-25% g/g din totalul compoziției, potrivit, de 5-15% g/g, preferabil, de 6-10% g/g. în aceste intervale cantitatea utilizată va depinde de natura substanței utilizate și de scopul intenționat al său, natura matricei de rocă a formațiunii și concordă cu faptul că, componentele compoziției sunt solubile în apă și omogene.
Este important pentru compoziția din prezenta invenție ca aceasta să rămână limpede și stabilă într-un interval de temperatură de la cea ambiantă la cel puțin circa 45°C. Totuși, în intervalele de concentrație specificate mai sus, ale componentelor, este posibil să se conceapă compoziții care rămân stabile într-un interval mult mai mare de temperaturi, de exemplu, de la cea ambiantă la temperatura puțului de producție, de exemplu, de la 90 la circa 150°C, în special, în jur de 110°C, în care este introdusă compoziția. în prezenta invenție, atunci când componentele compoziției sunt injectate sub presiune în puțul de producție sau matricea formațiunii ca compoziție preformată, simultan sau secvențial, inhibitorii de crustă precipită in situ pe suprafața rezervorului din matricea de rocă și sunt reținute pe
RO 117977 Β1 perioade relativ îndelungate. Utilizând o moleculă relativ mică cum ar fi, glicol eter, în special,
C3-C6 (alchil) triglicol eter, ca agent activ de suprafață, este evitată utilizarea moleculelor mari de agent activ de suprafață, având grupări >C6 alchil, prin aceasta micșorându-se orice 345 risc de formare a aglomeratelor de agent activ de suprafață care la rândul lor pot conduce la emulsii cu viscozitate mare care provoacă blocarea puțurilor.
Astfel de compoziție poate conține în plus, alte componente x de substanțe chimice de producție sau cosolvenți y care, atunci când este necesar, favorizează ca compoziția să rămână stabilă la temperaturi relativ ridicate sau când agentul activ de suprafață este utilizat 350 în concentrații la limita superioară a intervalului specificat. Totuși, astfel de compoziții trebuie să fie substanțial lipsite de componente nemiscibile cu apa.
Compozițiile preformate, omogene din prezenta invenție, atunci când sunt utilizate, pot fi obținute în mod adecvat prin adăugarea agentului activ de suprafață glicol eter a la o soluție apoasă de componente formatoare de inhibitor de crustă b și c urmat de amestecare 355 ușoară. Dacă materialul realizat inițial este tulbure, atunci vor fi necesare ajustări minore ale proporțiilor relative de ingrediente sau o schimbare a naturii sau cantității de cosolvent utilizat sau a temperaturii. Viscozitatea lor este realizată astfel încât la temperatura rezervorului, de exemplu, la 100°C, ei sunt pompați cu ușurință în sapă. Compozițiile preformate din prezenta invenție pot fi preparate printr-un concentrat al componentelor notate a, b și c, care poate 360 fi transportat ca atare la locul de utilizare, unde se amestecă cu mediul apos în proporții potrivite pentru a realiza omogenitatea dorită și în care substanța chimică a fost dizolvată. Componentele pot fi injectate, de preferință, sub presiune, într-o zonă cu petrol, de exemplu, matrice de rocă a formațiunii, printr-un puț de producție, urmat de un lichid separat pentru a forța componentele compoziției în zona purtătoare de petrol; lichidul poate fi utilizat ca, 365 curent de spălare și poate fi apă de mare sau motorină. Componentele compoziției sunt lăsate “închise” în zona care poartă petrol în timp ce producția de petrol este temporar închisă. Perioada de închidere este, între 5-50 h, de exemplu, 10-30 h. în timpul acestui proces, componentele compoziției sunt injectate în zona cu petrol la presiunea de injectare.
în perioada de închidere, componentele injectate ale compoziției intră în contact cu fluidele 370 din rezervor și formează in situ un precipitat de inhibitor de crustă care se depune pe suprafețele rezervorului din matrica de rocă a formațiunii. Acest așa numit efect de “precipitare forțată” care inhibă depunerea de crustă nu este ușor spălat de apa de producție menționând astfel recuperearea continuă a petrolului din zonă. După această perioadă poate fi repornită producția de petrol. în cazul petrolului producția va fi la început mare, după cum 375 va fi și conținutul de calciu al apei produse. în timp, rata de producție poate descrește și conținutul de inhibitor de crustă al apei de producție poate, de asemenea, descrește ceea ce poate semnifica că există probleme de incrustare în formațiunea rocii, după care producția poate fi stopată și în puț se injectează din nou compoziția. Procedee similare pot fi utilizate pentru a realiza inhibarea asfaltenului, inhibarea cerii sau dispersiei și captarea 380 hidrogenului sulfurat, în timp ce pentru inhibarea coroziunii și a hidratului de gaz, compoziția este injectată în mod uzual continuu în josul sapei.
O altă trăsătură a compoziției din prezenta invenție este faptul că utilizându-se un precipitat de inhibitor de crustă, petrolul și glicol eterul sunt recuperați la suprafață, adică deasupra solului, după aplicarea operațiunii de precipitare forțată și după răcirea ulterioară 385 a acestuia, cea mai mare parte din glicol eter intră mai degrabă în faza apoasă, decât în faza de petrol a acestei compoziții. Astfel, glicol eterul nu provoacă nici o problemă în producția ulterioară sau în operațiile de rafinare, cum ar fi să contribuie la formarea unei opacități în combustibil din cauza prezenței apei solubilizate în glicol eter. Mai mult, dacă faza apoasă separată este descărcată în mare, atunci biodegradarea glicol eterului dizolvat poate fi 390
RO 117977 Β1 rapidă în stratul termal al mării prin aceasta micșorând poluarea. în plus, compozițiile din prezenta invenție pot mări eficacitatea inhibitorului de crustă de cel puțin două ori, astfel, încât în mod uzual, într-un an, va fi necesară mai puțină substanță chimică și de-a lungul timpului, din cauza aplicării substanței chimice și închiderea va fi redusă, de asemenea, corespunzător prin acesta mărând rata de producție.
Procedeul poate fi aplicat cu eficiență egală prin injectarea componentelor compoziții secvențial în puțul de producție.
Prezenta invenție este ilustrată și în exemplele următoare,
Exemplul 1.
1.1. Operațiunea de precipitare prin forțare pentru a inhiba depunerea de crustă a fost testată într-o serie de experimente de inundare a caratelor. Procedeul pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol a fost pus în aplicare după cum urmează: o carată tampon, 3,8 x 15,25 cm, luat ca probă de gresie, pentru a simula o formațiune de rocă a unui puț petrolier a fost montat pe un stativ de tip Hassler. Acesta a fost curățat, amestecat cu o secvență de solvenți incluzând metanol, toluen și apă, la temperatura ambiantă. Carata tampon a fost apoi saturată cu saramură de formațiune și a fost măsurată permeabilitatea la saramură, la temperatura camerei. Carata a fost apoi saturată cu petrol brut și a fost încălzită la 107°C, a fost lăsată la această temperatură, timp de 24 h. La această temperatură s-a făcut o inundare cu viteză mică pentru a readuce carata tampon la saturația de petrol notată Sor. Carata tampon a fost apoi răcită la temperatura camerei. S-au injectat, apoi, 2 voi. de por dintr-o soluție 15% în greutate amestec de glicol eter, agent activ de tip, PCP 96-44. Se dă mai jos compoziția amestecului de glicoleter, în apă de mare. Temperatura caratei tampon a fost apoi ridicată din nou la 107°C și carata a fost lăsată la această temperatură, timp de 6 h. După aceasta s-au injectat 8 volume de por dintr-un compus inhibitor de crustă c, amestecat cu sarea de metal b, dizolvat în apă de mare și carata a fost lăsată închisă, timp de încă 12 h. După deschidere a fost spălată cu apă de mare. Rezultatele inundării caratei sunt prezentate în tabelele de mai jos.
în mod specific, compusul inhibitor de crustă c utilizat a fost, Dequest® 2060S*, Ex Monsanto care este o soluție de acid dietilen triamină pentametilen fosfonic, dizolvat în apă de mare. Pentru produsul de precipitare, concentrația de compus c inhibitor de crustă a fost de 12628 ppm compus activ inhibitor și 2000 ppm de ion de calciu b sub formă de CaCI26H2O, care s-a adăugat pentru a efectua precipitarea. Adăugarea calciului a fost urmată de ajustarea pH-ului la 4,0. în cazul liniei de bază de control a precipitării, concentrația de compus activ inhibitor a fost de 12000 ppm, la pH=4,5. Un alt test a fost, de asemenea, experimentat pentru a compara performanța procedeului din prezenta invenție cu procedeul de adsorbție cunoscut. Pentru procedeul de absorbție s-a utilizat același compus inhibitor de crustă Dequest® 2060S, dar la o concentrație de activ de 12000 ppm, la pH=2, pentru a da o linie de bază a absorbției. Se observă că pH-ul 2, mai scăzut al liniei de bază la procedeul adsorbție, în fapt, favorizează îmbunătățirea retenției inhibitorului de crustă comparativ cu valoarea de pH relativ mai mare utilizată pentru procedeul din invenție. Saramura de spălare ultimă constă din:
Ion Compoziție (mq/l)
Na........................................................31275
Ca......................................................... 5038
Mg..........................................................739
K...........................................................654
SO4 ...........................................................0
Cl......................................................... 60848
Sr ..........................................................771
Ba ..........................................................269
RO 117977 Β1
Agentul activ de suprafață utilizat este de tipul PCP 96-44, și are următoarea
445 compoziție:
n-butiltriglicoleter........................................ 75% g/g n-butildiglicoleter.......................................... 2,5% g/g n-butiltetraglicoleter........................................19,0% g/g n-butilpentaglicoleter...................................... 2,0% g/g
Rezultatele inundării carotei
Tabelul 1
| Nr. volume por | Linia de bază de precipitare. Conc. inhibitor (ppm) | Linia de bază a absorbției. > Conc. inhibitor (ppm) | “îmbunătățit” Conc. inhibitor (ppm) (INVENȚIE) |
| 10 | 110 | 85 | 253 |
| 50 | 74 | 61 | 24 |
| 100 | 53 | 48 | 37 |
| 150 | 40 | 39 | 26 |
| 200 | 23 | 28 | 28 |
| 250 | 20 | 23 | 25 |
| 300 | 15 | 18,7 | 18,5 |
| 350 | 13 | 14,4 | 18 |
| 400 | 12,5 | 12 | 16 |
| 500 | 10 | 8,2 | 18 |
| 600 | 8 | 5,2 | 16 |
| 700 | 7,5 | 0 | 15 |
| 800 | 7 | 0 | 15 |
| 1000 | 7,5 | 0 | 16 |
| 1050 | 6 | 0 | 15,5 |
| 1100 | 5 | 0 | 15 |
| 1150 | 2,5 | 0 | 14,8 |
| 1500 | 0 | 0 | 8,4 |
| 2000 | 0 | 0 | 6,7 |
| 2200 | 0 | 0 | 6,6 |
450
455
460
465
470
475 îmbunătățirea realizată prin procedeul din prezenta invenție poate fi rezumată ca funcție a concentrației minime de inhibitor așa cum se arată mai jos.
| Concentrația minimă de inhibitor (MIC) | Linie de bază de precipitare față de linia de bază a adsorbției | Precipitare îmbunătățită față de linia de bază a adsorbției | Precipitare îmbunătățită față de linia de bază a precipitării |
| 10 | 1,05 | 2,7 | 2,6 |
| 5 | 1,8 | >3,7* | >2* |
480
RO 117977 Β1
Exemplul 2. Fazele procedeului s-au desfățurat după cum urmează: o carotă tampon de 2,54:1 inci x 7,62 cm:3 inci, luată ca probă din gresie Magnus Main, pentru a simula o formațiune de rocă a unui puț petrolier a fost montată pe un stativ de tip Hasslec, Acesta a fost curățată amestecată cu o secvență de solvenți ușori incluzând injectarea alternativă de toluen și metanol, la temperatura ambiantă pentru a îndepărta orice hidrocarburi sau componente prezente în probă. Saramura de fixare a fost injectată în cantitate de 120 ml/h și curentul de efluent rezultat a fost transformat în probe de 2 ml. Saramura formațiunii Magnus a fost fixată cu 50 ppm de trasor litiu pentru a determina volumul porului curat al probei carotă. Apoi, s-a utilizat un grafic al concentrației normalizate de litiu pentru a determina volumul efectiv al porului prin determinarea volumului de saramură injectat, atunci când concentrația de litiu este la jumătate din concentrația normalizată, și scăzând volumul mort, cunoscut al sistemului. A fost determinată permeabilitatea lichidă absolută a caratei prin încălzirea ei, la 116°C și apoi prin inundarea probei la 0,30, 60, 90 și 120 ml/h. Panta graficului presiunii diferențiale în carotă față de viteza de curgere a fost utilizată pentru a calcula permeabilitatea conform ecuației lui Darcy, Κ=ΑΔΡ/Ι_μ. Proba a fost apoi saturată cu petrol brut filtrat și degazat, prin injectarea petrolului în probă cu 120 ml/h pe o perioadă de o oră încălzit la 116°C și este lăsat la această temperatură timp de 24 h. Permeabilitatea la petrol a fost măsurată apoi utilizând același procedeu cu cel de mai sus. Petrolul brut a fost dislocuit din probă prin inundare cu apa formației la temperatura rezervorului, 116°C, și la o viteză de curgere de 129 ml/h. Apoi, s-a făcut o măsurare a permeabilității. în proba tampon s-au injectat două volume de por dintr-o soluție 15% în greutate de agent activ de suprafață favorizator al forțării, ESP 2000, care este un amestec de glicoleter cunoscut, de asemenea, ca PCP-96-44, menționat mai sus, utilizând apa de mare sintetică specificată mai sus. Proba a fost apoi răcită la 80°C pe o perioadă de cel puțin 18 h. în probă s-a injectat o soluție de apă de mare 2,5% în greutate, de tipul Scaletreat ® XL14FD, un inhibitor activ de crustă polimaleat, de exemplu, TR Oii Services Ltd, Dyce, Aberdeen, cu 60 ml/h. Conductele de admisie au fost curățate prin spălare și s-au șters cu saramură pe suprafața probei cu refluxul, cunoscută, de asemenea, ca “post-spălare”, 50: 50 apă de formațiune: apă de mare, înainte de a mări temperatura cuptorului, la 116°C. Fluidele din probă au fost închise, timp de 24 h. Soluția de inhibitor a fost fixată cu 50 ppm de litiu trasor pentru a permite determinarea volumului efectiv al porului în această etapă a testului. După închidere, proba a fost post-spălată cu amestec 50:50, apă de formațiune: apă de mare, saramură de respălare, care a fost injectată în probă cu 60 ml/h aproximativ 2400 voi. Apoi, a fost determinată permeabilitatea 50:50 saramură utilizând același procedeu cu cel de mai sus. Proba a fost inundată cu petrol brut la 1320 ml/h; apoi a fost determinată permeabilitatea la petrol. La terminarea respălării, post-spălare, proba a fost curățată din nou utilizând toluen și metanol și s-a curățat cu apă de formație Magnus. Apoi a fost măsurată permeabilitatea finală la apa de formațiune. După măsurătoarea de permeabilitate, prin probă s-a trecut metanol, înainte de deconectarea aparatului, îndepărtarea probei și uscare. Analiza de scanare cu microscop electronic, a fost condusă o probă după testare și s-a comparat cu o probă înainte de test. Fața superioară a probei din acest test a fost utilizată ca specimen de probă post-test. Piesele au fost montate pe plăci standard din aluminiu utilizând grafit coloidal drept ciment, cu fețele proaspăt sparte spre partea superioară. Fețele proaspăt sparte au fost apoi acoperite cu aur utilizând un dispozitiv de acoperire prin descărcare electrică. S-au făcut fotomicrografii în condiții de imagistică cu electroni secundari, notat SE, și electroni de reflexie notat BSE. Identificarea de fază a fost favorizată de utilizarea prin analiza cu raze - X a energiei de dispersie. Rezultatele inundării probei sunt prezentate în tabelele de mai jos.
în mod specific, compusul de inhibare al crustei utilizat a fost o compoziție de tipul Scaletreat ® XL14FD, care generează in situ un polimaleat activ după cum urmează; Soluția
RO 117977 Β1 de maleat și clorura de calciu cu aciditate scăzută au fost injectate în matricea de rocă a formațiunii. După aceasta, un compus degradabil termic a fost introdus în formațiunea de rocă, ureea, care se descompune în condițiile de temperatură care predomină în matricea de rocă a formațiunii generând prin aceasta un compus bazic care crește pH-ul soluției și 535 generează in situ un precipitat de compus activ polimaleat. Se prezintă în tabelul de mai jos ionii saramurilor, utilizate.
| Ion | Compoziție, mg/l | |
| Apă de formațiune | Apă sintetică | |
| Na+ | 11034 | 10890 |
| K+ | 210 | 460 |
| Mg2+ | 70 | 1328 |
| Ca2+ | 250 | 428 |
| Ba2+ | 220 | 0 |
| Sr2* | 45 | 0 |
| cr | 17350 | 19700 |
| HCOO3- | 1100 | 124 |
| SO4 2- | 0 | 2960 |
Notă: concentrația de Fe2’ în fiecare caz a fost de 0.
540
545
550
Sulfatul a fost îndepărtat din apa de mare utilizată pentru fabricare saramurii 50:50, apă de formațiune: apă de mare și a fost înlocuit cu moli egali de NaCI.
Sărurile au fost degazate înainte de ajustarea pH-ului la valoarea de 6,1.
Rezultatele inundării probei
555
Tabelul 2
| Nr. volume | Linia de bază de precipitare. Conc. inhibitor (ppm) | “îmbunătățit”. Conc. inhibitor (ppm) (INVENȚIE) |
| 10 | 1000 | 1000 |
| 50 | 100 | 300 |
| 100 | 40 | 70 |
| 150 | 25 | 50 |
| 200 | 9,5 | 30 |
| 250 | 8,0 | 28 |
| 300 | 6,0 | 20 |
| 350 | 5,6 | 10 |
| 400 | 5,0 | 9,0 |
| 500 | 3,8 | 8,6 |
560
565
RO 117977 Β1
Tabelul 2 (continuare)
| Nr. volume | Linia de bază de precipitare. Conc. inhibitor (ppm) | “îmbunătățit”. Conc. inhibitor (ppm) (INVENȚIE) |
| 600 | 3,0 | 8,0 |
| 700 | 2,7 | 6,0 |
| 800 | 1,0 | 3,2 |
| 1000 | 0,9 | 2,5 |
| 1050 | 0,9 | 2,4 |
| 1100 | 0,88 | 2,0 |
| 1050 | 0,83 | 1.8 |
| 1500 | 0,45 | 1,0 |
| 2000 | 0 | 0,45 |
| 2200 | 0 | 0,40 |
îmbunătățirea realizată prin procedeul din prezenta invenție poate fi rezumată ca funcție a concentrației minime de inhibitor așa cum se arată mai jos.
| Concentrația minimă de inhibitor (MIC) | Precipitare îmbunătățită față de linia de bază a precipitării |
| 10 | 1,75 |
| 5 | 1,90 |
| 1 | 1,90 |
S-a făcut media măsurătorilor de permeabilitate făcute în timpul acestor lucrări pentru un număr de viteze de curgere. Rezultatele sunt listate în tabelul 2, de mai sus. Permeabilitatea inițială la saramură a probei curate a fost măsurată la 98 mili Darcy (mD). Această valoare a scăzut la 27 mD la saturarea cu petrol rezidual înainte de aplicarea inhibitorului, în concordanță cu cele așteptate. La terminarea etapei de respălare din test, această valoare s-a ridicat la 69 mD. Ridicarea s-a datorat probabil îndepărtării unei cantități minore de petrol brut din probă în timpul aplicării inhibitorului. La terminarea testului, permeabilitatea la saramură a probei recurățate a fost găsită a fi 86 mD.
S-au făcut, de asemenea, două măsurători de permeabilitate la petrol în timpul inundării probei. Prima dintre acestea, luată la momentul saturării cu apă a fost măsurată de 30 mD. La saturarea cu petrol rezidual, la sfârșitul testului, permeabilitatea la petrol a scăzut la 21 mD.
Analiza măsurătorilor de permeabilitate arată că a existat o mică reducere a permeabilității la lichid ca rezultat a operațiilor din test. Pare posibil ca reducerea de permeabilitate să fie apărut ca rezultat al depunerii crustei de barită în proba testată. Această teorie este susținută de analiza, SEM, a probei post-test. Depunerea de crustă poate să fi avut loc în timpul sfârșitului fazei de respălare, pe măsură ce concentrația de inhibitor a scăzut sub concentrația minimă de inhibitor notată, MIC, pentru mediul de încrustare. Reducerea permeabilității poate fi privită, prin urmare, ca un antefact al metodologiei de testare, după cum ar fi necesar, în timpul aplicării în câmp, tratamente suplimentare de forțare pentru a preveni apariția unor astfel de situații.
RO 117977 Β1
Rezultatle testului indică că durata forțării la valori mari și mici ale concentrației minime de inhibitor, a fost dublată, prin incorporarea agentului activ de tip ESP 2000, în pro- 615 cedeul din test. Combinând substanța chimică care îmbunătățește forțarea cu precipitarea îmbunătățită a inhibitorului de crustă, bazat pe o concentrație minimă a inhibitorului de crustă MIC de 10 ppm, s-a putut atinge o durată de 6 ori mai mare decât aceea a tratamentului convențional numai prin absorbție.
Claims (21)
- 620 Revendicări1. Procedeu pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol aplicat pentru stimularea curgerii petrolului spre puț ce cuprinde injectarea în matricea de rocă a unei compoziții miscibile cu apa, compoziție alcătuită dintr-un agent activ (a) de suprafață 625 miscibil cu apa care este în formă lichidă, o soluție de sare de metal solubilă în apă (b) cuprinzând un cation multivalent și o soluție dintr-un compus inhibitor de crustă (c) miscibil cu apa cuprinzând un component anionic capabil să formeze prin injectarea în matricea de rocă a formației un precipitant inhibitor de crustă in situ în prezența cationilor din soluția de sare de metal (b), caracterizat prin aceea că, componentele compoziției sunt introduse într- 630 o compoziție unică omogenă preformată sau simultan, în paralel sau secvențial în matricea de rocă, iar pH-ul compoziției are o valoare cuprinsă,între 0,5-9 și este astfel controlat ca înaintea introducerii componentele compoziției să fie în soluție, iar după injectare în matricea de rocă a formațiunii și în condițiile de pH și temperatură predominante sau create în matricea respectivă, pH-ul soluției atinge o valoare,astfel, încât generează in situ un precipitat 635 inhibitor de crustă atunci când compusul inhibitor de crustă (c) este în contact cu soluția de sare de metal solubilă (b), pentru aceasta agentul activ de suprafață (a) este un glicol eter și concentrația minimă de ion a compusului inhibitor de crustă (c) este de 5000 ppm raportat la greutatea totală a compoziției, iar pH-ul alcalin al matricei se reglează injectând, după injectarea compoziției menționate, un compus sensibil la căldură care este ureea sau un 640 derivat al acesteia.
- 2. Procedeu pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol, pentru stimularea curgerii petrolului spre puț, într-o variantă de realizare, caracterizat prin aceea că, componentele compoziției sunt introduse într-un prim curent de glicol eter (a) urmat de plasarea unui distanțier de apă de mare după care se injectează un curent cuprinzând 645 cationul multivalent (b) și inhibitorul de crustă (c) împreună.
- 3. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile purtătoare de petrol, utilizată, pentru punerea în aplicare a procedeului de la revendicarea 1, ce conține un agent activ de suprafață (a), o sare de metal solubilă în apă (b) și un inhibitor de crustă (c), caracterizată prin aceea că, glicoleterul care constituie agentul activ de suprafață (a) cuprinde unul sau 650 mai mulți eteri selectați dintre:- mono etil eter de etilen glicol;- mono n-propil eter de etilen glicol;- mono izo-propil eter de etilen glicol;- mono n-butil eter de etilen glicol; 655- mono izo-butil eter de etilen glicol;- mono 2-butil eter de etilen glicol;- mono terî-butil eter de etilen glicol;- mono π-propil eter de dietilen glicol;- mono izo-propil eter de dietilen glicol;- mono n-butil eter de dietilen glicol;660RO 117977 Β1- mono izo-butil eter de dietilen glicol;- mono 2-butil eter de dietilen glicol;- mono tert-butil eter de dietilen glicol;- mono n-pentil eter de dietilen glicol;- mono 2-metilbutil eter de dietilen glicol;- mono 3-metilbutil eter de dietilen glicol;- mono 2-pentil eter de dietilen glicol;- mono 3-pentil eter de dietilen glicol- mono ferț-pentil eter de dietilen glicol;- mono butii eter de trietilen glicol n-butiltriglicol eter;- mono butii eter de tetraetilen glicol n-butiltetriglicol eter;- mono butii eter de pentaetilen glicol n-butilpentaglicol eter.
- 4. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3, caracterizată prin aceea că, sarea de metal solubilă în apă (b) este o sare a unuia sau a mai multor metale selectate dintre cupru, calciu, magneziu, zinc, aluminiu, fier, titan, zirconiu și crom.
- 5. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3, caracterizată prin aceea că,sarea de metal solubilă în apă (b) este selectată dintre halogenuri, azotați, formiați și acetați de metale.
- 6. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3, caracterizată prin aceea că, sarea de metal solubilă în apă (b) este clorură de calciu, clorură de magneziu sau amestecuri ale acestora.
- 7. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3, caracterizată prin aceea că soluția de sare de metal solubilă în apă (b) este o soluție apoasă.
- 8. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este o moleculă organică solubilă în apă, care are cel puțin două grupări de acid carboxilic (i) și/sau grupări de acid fosfonic (ii) și/sau grupări de acid sulfonic (iii).
- 9. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 8, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) are între 2-30 grupări de acid carboxilic și/sau acid fosfonic și/sau acid sulfonic.
- 10. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 3 caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este un oligomer sau un polimer, sau este un monomer cu cel puțin o grupare hidroxil și/sau atom de azot aminic.
- 11. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării10, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este un acid hidroxicarboxilic, un acid hidroxi - sau amino-fosfonic, sau un acid sulfonic.
- 12. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării11, caracterizată prin aceea că,compusul inhibitor de crustă (c) este unul sau mai mulți componenți selectați dintre:- acizi polifosfino carboxilici;- acizi poliacrilici;- acizi polimaleici;- alți acizi policarboxilici sau anhidride;- polivinil sulfonați și co- și ter-polimeri ai acestora;- fosfonați;- acizi poliaminoetilenfosfonici;- acid 1 -hidroxietiliden-1,1 -difosfonic;- esteri de organofosfați;- poliamine fosfonometilate.RO 117977 Β1715
- 13. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării12, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este unul sau mai mulți componenți selectați dintre: acid lactic, acid citric, acid tartric, anhidridă maleică, acid itaconic, acid fumărie, acid mesaconic, acid citraconic, copolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic, terpolimeri polivinil sulfonat-acid poliacrilic-acid polimaleic, copolimeri polivinil sulfonat-acid polifosfino carboxilic, acid aminotrimetilen fosfonic, acid etilendiamino tetrametilen fosfonic, nitrilotri (acid metilen fosfonic), dietilentriamină penta (acid metilen fosfonic), N,N' -bis(3amino ă/s-(acid metilen fosfonic) propil), etilendiamină-ti/s-(acid metilen fosfonic), esteri de fosfați cu polioli conținând una sau mai multe grupări 2-hidroxietil.
- 14. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 11, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este un acid fosfonic alifatic având 2-50 atomi de carbon.
- 15. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 14, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este un poliaminometilen fosfonat care are 2-10 atomi N, fiecare atom de azot purtând opțional cel puțin o grupare de acid metilen fosfonic.
- 16. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 1, caracterizată prin aceea că, compusul inhibitor de crustă (c) este cel puțin în parte sub forma sării sale de metal alcalin.
- 17. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, într-o variantă de realizare, caracterizată prin aceea că, agentul activ de suprafață (a) cuprinde n-butiltriglicol într-o cantitate de 1-45% g/g din totalul compoziției, compusul inhibitor de crustă (c) solubil în apă este în cantitate de 1-25% g/g din totalul compoziției, iar agentul de solubilizare este un alcool alifatic inferior care este prezent într-o cantitate suficientă pentru a menține omogenitatea compoziției în soluție, realizată într-un mediu apos cu o salinitate totală situată, între 0-250 g/l.
- 18. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării17, caracterizată prin aceea că, agentul activ de suprafață (a) este un curent de produs secundar de la procedeele de fabricare a glicol eterului, curent care conține n-alchil triglicol eter.
- 19. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării18, caracterizată prin aceea că, n-alchil triglicol eterul este n-butiltriglicol eter și curentul de produs secundar cuprinde 75% g/g n-butiltriglicol eter, circa 2,5% g/g butildiglicol eter, circa 19% butii tetraglicol eter și circa 2% butii pentaglicol eter.
- 20. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 17, caracterizată prin aceea că, agentul de solubilizare este etanol.
- 21. Compoziție pentru inhibarea crustei în formațiunile de petrol, conform revendicării 17, caracterizată prin aceea că, salinitatea mediului apos, de preferință, este de la 5-50 g/l.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB9700532.6A GB9700532D0 (en) | 1997-01-13 | 1997-01-13 | Oil and gas field chemical |
| PCT/GB1997/003553 WO1998030783A1 (en) | 1997-01-13 | 1997-12-24 | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RO117977B1 true RO117977B1 (ro) | 2002-11-29 |
Family
ID=10805864
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RO98-01380A RO117977B1 (ro) | 1997-01-13 | 1997-12-24 | Procedeu si compozitie pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (2) | EP2287441A3 (ro) |
| AR (1) | AR011403A1 (ro) |
| AU (1) | AU718313B2 (ro) |
| CA (1) | CA2245886C (ro) |
| CO (1) | CO5031323A1 (ro) |
| EA (1) | EA000901B1 (ro) |
| GB (1) | GB9700532D0 (ro) |
| MY (1) | MY120014A (ro) |
| NO (1) | NO321722B1 (ro) |
| RO (1) | RO117977B1 (ro) |
| SA (1) | SA98190109B1 (ro) |
| WO (1) | WO1998030783A1 (ro) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6913081B2 (en) * | 2003-02-06 | 2005-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Combined scale inhibitor and water control treatments |
| GB2423099A (en) * | 2005-02-10 | 2006-08-16 | Rhodia Uk Ltd | Phosphorus containing species in sludge control |
| IT1396212B1 (it) * | 2009-10-20 | 2012-11-16 | Eni Spa | Procedimento per il recupero di olio pesante da un giacimento sotterraneo |
| CN103224776A (zh) * | 2013-03-29 | 2013-07-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田注水地层保护剂及其制备方法与应用 |
| AR103391A1 (es) | 2015-01-13 | 2017-05-03 | Bp Corp North America Inc | Métodos y sistemas para producir hidrocarburos desde roca productora de hidrocarburos a través del tratamiento combinado de la roca y la inyección de agua posterior |
| CN104726082B (zh) * | 2015-03-27 | 2018-05-15 | 中国石油天然气集团公司 | 一种应用于三元复合驱的有机碱清垢剂及其制备方法 |
| CN109705831B (zh) * | 2019-01-23 | 2021-04-13 | 长江大学 | 一种油田阻垢剂及其制备方法和使用方法 |
| RU2723809C1 (ru) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Состав для предотвращения кальциевых солеотложений |
| CN114805055B (zh) * | 2022-04-29 | 2023-06-23 | 山东天庆科技发展有限公司 | 一种新型超支化大分子阻垢剂及其制备方法 |
| CN115386356B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-03-17 | 广汉市福客科技有限公司 | 一种油气井用解堵剂及制备方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3402770A (en) * | 1965-06-02 | 1968-09-24 | Mobil Oil Corp | Multiple-purpose solvent and method for treating subterranean formations |
| US4357248A (en) | 1980-05-16 | 1982-11-02 | Shell Oil Company | Treating wells with self-precipitating scale inhibitor |
| US5002126A (en) | 1990-04-10 | 1991-03-26 | Conoco Inc. | Reservoir scale inhibition |
| AU653518B2 (en) | 1990-05-31 | 1994-10-06 | Mobil Oil Corporation | Inhibition of scale formation from oil well brines utilising a slow release composition |
| ATE129989T1 (de) | 1990-10-04 | 1995-11-15 | Britoil Plc | Verfahren zur bekämpfung der kesselsteinbildung. |
| FR2697264B1 (fr) * | 1992-10-23 | 1994-12-30 | Inst Francais Du Petrole | Procédé pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans les effluents de production. |
| WO1994024413A1 (en) * | 1993-04-08 | 1994-10-27 | Bp Chemicals Limited | Method for inhibiting solids formation and blends for use therein |
| AU695513B2 (en) * | 1995-01-19 | 1998-08-13 | Bp Chemicals Limited | Oil and gas field chemicals |
| US5762138A (en) * | 1996-12-09 | 1998-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of preventing incompatibility between aqueous well treating fluids and hydrocarbons |
-
1997
- 1997-01-13 GB GBGB9700532.6A patent/GB9700532D0/en active Pending
- 1997-12-24 WO PCT/GB1997/003553 patent/WO1998030783A1/en active IP Right Grant
- 1997-12-24 RO RO98-01380A patent/RO117977B1/ro unknown
- 1997-12-24 EP EP10179985A patent/EP2287441A3/en not_active Withdrawn
- 1997-12-24 EA EA199800801A patent/EA000901B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-12-24 AU AU53336/98A patent/AU718313B2/en not_active Ceased
- 1997-12-24 CA CA002245886A patent/CA2245886C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-12-24 EP EP97950339A patent/EP0886719A1/en not_active Ceased
-
1998
- 1998-01-09 CO CO98000798A patent/CO5031323A1/es unknown
- 1998-01-12 MY MYPI98000127A patent/MY120014A/en unknown
- 1998-01-13 AR ARP980100141A patent/AR011403A1/es active IP Right Grant
- 1998-05-31 SA SA98190109A patent/SA98190109B1/ar unknown
- 1998-09-07 NO NO19984125A patent/NO321722B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR011403A1 (es) | 2000-08-16 |
| NO984125L (no) | 1998-09-07 |
| NO984125D0 (no) | 1998-09-07 |
| AU718313B2 (en) | 2000-04-13 |
| EA199800801A1 (ru) | 1999-04-29 |
| EP2287441A2 (en) | 2011-02-23 |
| CO5031323A1 (es) | 2001-04-27 |
| MY120014A (en) | 2005-08-30 |
| CA2245886C (en) | 2005-03-15 |
| WO1998030783A1 (en) | 1998-07-16 |
| CA2245886A1 (en) | 1998-07-16 |
| NO321722B1 (no) | 2006-06-26 |
| EP2287441A3 (en) | 2011-03-16 |
| SA98190109B1 (ar) | 2006-08-15 |
| EA000901B1 (ru) | 2000-06-26 |
| EP0886719A1 (en) | 1998-12-30 |
| AU5333698A (en) | 1998-08-03 |
| GB9700532D0 (en) | 1997-03-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6148913A (en) | Oil and gas field chemicals | |
| CA2694024C (en) | Method for recovering crude oil from a subterranean formation | |
| CA2210795C (en) | Oil and gas field chemicals | |
| CA2833522C (en) | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods | |
| US7686080B2 (en) | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods | |
| US20130213657A1 (en) | Hybrid Aqueous-Based Suspensions for Hydraulic Fracturing Operations | |
| NO169739B (no) | Fremgangsmaate til regulering av populasjonen av sulfatreduserende bakterier som foreligger i formasjonsvann og/eller injisert vann i en prosess for behandling av en underjordisk formasjon | |
| AU2007285556C1 (en) | Well treatment | |
| RO117977B1 (ro) | Procedeu si compozitie pentru inhibarea crustei in formatiunile purtatoare de petrol | |
| CA2614868C (en) | Scale inhibiting well treatment | |
| Skauge et al. | Low salinity polymer flooding | |
| EP2467442B1 (en) | Well treatment | |
| MXPA98007400A (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| Abdelgawad et al. | Modified seawater EOR fluid for carbonate reservoirs | |
| CN115667456A (zh) | 多阴离子表面活性剂及其制备和使用方法 | |
| CN115916924A (zh) | 多阴离子表面活性剂及其制备和使用方法 | |
| MXPA97005491A (en) | Chemical compounds for petroleum and oil plant | |
| ALKANES et al. | THE CHEMISTRY OF PARAFFIN |