RU2070910C1 - Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells - Google Patents
Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070910C1 RU2070910C1 RU94003449A RU94003449A RU2070910C1 RU 2070910 C1 RU2070910 C1 RU 2070910C1 RU 94003449 A RU94003449 A RU 94003449A RU 94003449 A RU94003449 A RU 94003449A RU 2070910 C1 RU2070910 C1 RU 2070910C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- acid
- hydrochloric acid
- ntf
- deposition
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа из скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent the formation of salt deposits during oil and gas production from wells.
Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предотвращения отложений солей широко применяют химическую обработку скважин ингибиторами солеотложения, содержащими фосфорорганические соединения. Технология обработки заключается в периодической продавке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора продукции из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью (после продавки и пуска скважины в эксплуатацию) до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования, предопределяет период последействия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солеотложения. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от адсорбции ингибитора солеотложения на поверхности породы пласта. Чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращение солеотложений. Oil and gas production processes are often accompanied by undesirable formation of inorganic salt deposits in the bottom-hole formation zone (BHP), on the walls of underground well equipment, and in the ground communications of the oil and gas collection and treatment system. To prevent salt deposits, chemical treatment of wells with scale inhibitors containing organophosphorus compounds is widely used. The processing technology consists in periodically selling an aqueous solution of an inhibitor of salt deposition in the bottomhole zone in the form of a rim with a squeezing liquid, adsorption of the inhibitor on the surface of the rock and its gradual desorption during the selection of products from the well. The removal of the inhibitor by the produced fluid (after the well was put into operation and put into operation) to the minimum required concentrations required for inhibition determines the after-effect period and the period of protection of the oilfield equipment from salt deposition and the time between the inhibitor sales. Therefore, the longer the reagent removal (in sufficient quantities to inhibit), the more effective the well treatment is with a scale inhibitor solution. The duration of the removal of the inhibitor largely depends on the adsorption of the scale inhibitor on the surface of the formation rock. The greater the adsorption of the inhibitory substance and the slower its desorption from the rock, the longer and more effective the prevention of scaling.
Для предотвращения образования солеотложений широко известно применение ингибитора ИСВ-I, представляющего собой водный раствор нитрилотриметилосфоновой кислоты (НТФ) [1] Однако, в данном случае НТФ быстро выносится потоком жидкости вследствие низкой адсорбционно-десорбционной способности НТФ на породах пласта. To prevent the formation of scaling, it is widely known to use the WIS-I inhibitor, which is an aqueous solution of nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) [1] However, in this case, NTP is rapidly carried out by the fluid flow due to the low adsorption and desorption ability of NTP on the formation rocks.
Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств этого ингибитора на породе известно использование кислотосодержащих реагентов, например НТФ с соляной кислотой (прототип) [2] Состав содержит, мас. 4,97-13,57 НТФ, 11,24-23,74 соляной кислоты и воды до 100% Обработка поверхности продуктивных пород известной ингибирующей композицией, содержащей соляную кислоту, увеличивает величину адсорбции и замедляет его десорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшения адсорбционно-десорбционной способности ингибитора солеотложений НТФ объясняется улучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, покрывающей поверхность пор соляной кислотой, поскольку состав [2] значительно снижает поверхностное натяжение на границе нефть ингибирующий раствор порода, а отторжение пленочной нефти приводит к увеличению поверхности адсорбента. Кроме того, соляная кислота, реагируя с карбонатными породами, увеличивает их шероховатость, в результате чего площадь адсорбента еще больше увеличивается. Практика использования состава [2] показала, что его эффективность выше в тех случаях, когда в продуктивных пластах содержится значительное количество карбонатов, и выражается в увеличении периода последействия (времени выноса) ингибирующего состава с улучшенной адсорционно-десорбционной характеристикой. Эффективность этого состава резко снижается при обработке ПЗП скважин, эксплуатирующих терригенные пласты, представленные песчаниками с включением глинистого цементирующего материала и малым содержанием карбонатов (1-3%). Это объясняется тем, что кремнезем и глинистый материал не реагирует с соляной кислотой и на поверхности не создается достаточно прочных адсорбционных слоев ингибитора. В то же время основные запасы нефти сосредоточены в терригенных породах с примесью карбонатов и повышение эффективности борьбы с солеотложениями при добыче нефти и газа возможно за счет применения такого ингибирующего состава, который бы имел хорошую адсорбционно-десорбционную характеристику при контакте как с карбонатными, так и с силикатными и алюмосиликатными породами. Разработка универсального ингибирующего состава для таких случаев имеет важное практическое значение. To improve the adsorption-desorption properties of this inhibitor on the rock, it is known to use acid-containing reagents, for example, NTP with hydrochloric acid (prototype) [2] The composition contains, wt. 4.97-13.57 NTF, 11.24-23.74 hydrochloric acid and water up to 100% Surface treatment of productive rocks with the known inhibitory composition containing hydrochloric acid increases the adsorption value and slows its desorption during fluid withdrawal from the well. The mechanism for improving the adsorption and desorption ability of the NTF scaling inhibitor is explained by the improvement in the quality of cleaning the pore surface of the rock from film oil, covering the pore surface with hydrochloric acid, since the composition [2] significantly reduces the surface tension at the oil boundary, the inhibiting rock solution, and film rejection leads to an increase in the surface adsorbent. In addition, hydrochloric acid, reacting with carbonate rocks, increases their roughness, as a result of which the adsorbent area increases even more. The practice of using the composition [2] showed that its effectiveness is higher in those cases when the productive formations contain a significant amount of carbonates, and is expressed in an increase in the aftereffect (removal time) of the inhibitory composition with improved adsorption and desorption characteristics. The effectiveness of this composition sharply decreases when processing the bottomhole formation zone of wells operating terrigenous strata represented by sandstones with the inclusion of clay cementing material and a low carbonate content (1-3%). This is due to the fact that silica and clay material do not react with hydrochloric acid and sufficiently strong adsorption layers of the inhibitor are not created on the surface. At the same time, the main oil reserves are concentrated in terrigenous rocks with an admixture of carbonates, and it is possible to increase the efficiency of scaling control during oil and gas production by using such an inhibitory composition that would have a good adsorption-desorption characteristic in contact with both carbonate and silicate and aluminosilicate rocks. The development of a universal inhibitory composition for such cases is of great practical importance.
Изобретение решает задачу повышения эффективности предотвращения солеобразования путем увеличения периода последействия ингибитора солеотложения за счет улучшения адсорбционных свойств ингибирующего раствора при химической обработке скважины, эксплуатирующей терригенно-карбонатные продуктивные породы. The invention solves the problem of improving the efficiency of preventing salt formation by increasing the aftereffect period of a scale inhibitor by improving the adsorption properties of the inhibitory solution during chemical treatment of a well operating terrigenous-carbonate productive rocks.
Сущность изобретения заключается в том, что при химической обработке скважины в терригенный пласт с содержанием карбонатов вводится состав, содержащий нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) и воду при следующем соотношении компонентов, мас. The essence of the invention lies in the fact that during chemical treatment of a well, a composition containing nitrilotrimethylene phosphonic acid, hydrochloric acid, hydrofluoric acid (KFVK) and water is introduced into a terrigenous reservoir containing carbonates in the following ratio of components, wt.
Нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,2.0,5
Соляная кислота 8,0.13,0
Кремнефтористоводородная кислота 1,0.3,0
Вода Остальное
Отличие предлагаемого изобретения от прототипа заключается в использовании дополнительно к соляной кислоте кремнефтористоводородной кислоты при обработке скважины, эксплуатирующей продуктивные терригенно-карбонатные породы пласта. КФВК способна взаимодействовать с силикатными и алюмосиликатными минералами терригенного пласта, при этом поверхность контакта интенсивно разъедается [3] Продуктами реакции являются силикатные золи. Такое взаимодействие ведет к увеличению шероховатости пород, образованию прочных силикатных пленок, и, следовательно, увеличению площади поверхности адсорбента, за счет чего увеличивается и величина адсорбции НТФ. Присутствие в растворе КФВК, соляной кислоты увеличивает скорость взаимодействия ее с силикатной породой [3] Таким образом, увеличение адсорбции ингибитора будет протекать за счет воздействия соляной кислоты на карбонатные породы и пленочную нефть (механизм воздействия известен из прототипа) и дополнительно за счет увеличения площади поверхности силикатных пород вследствие их разъедания КФВК и адсорбции НТФ на твердой поверхности и проникновения ингибитора в состав силикатных золей, покрывающих поверхность контакта ингибирующего раствора с силикатными минералами. Это подтверждается тем, что при взаимодействии КФВК с оксидом кремния образуется тетрафторид кремния SiF4, который затем реагируя с водой образует гидроксид кремния в виде золя. Золь этого состава получается также при гидролизе гексафторсиликата кальция (образуется при реакции КФВК с карбонатными породами или при смешении с пластовыми хлоркальциевыми водами) по реакции:
3CaSiF6+4H2O=3CaF2+Si(OH)4+2H2O•SiF6
Предотвратить коагуляцию силикатной пленки золя в студнеобразный гель, способный значительно снизить проницаемость пласта, позволяет наличие в ингибирующем растворе соляной кислоты. За счет того, что ингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя, десорбция ингибитора будет протекать медленнее поскольку силикатные пленки золя с ингибитором устойчивее к вымыванию, обычные адсорбционные слои НТФ с твердой поверхностью. Это приводит к тому, что период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора солеотложения. Поскольку образование геля из силикатного золя предотвращается соляной кислотой, то предлагаемый ингибирующий состав солеотложения можно применять даже в малопроницаемых коллекторах.Nitrilotrimethylene phosphonic acid 0.2.0.5
Hydrochloric acid 8.0.13.0
Hydrofluoric Acid 1.0.3.0
Water Else
The difference of the present invention from the prototype is the use in addition to hydrochloric acid of hydrofluoric acid in the treatment of a well operating productive terrigenous-carbonate rocks of the formation. CPVC is able to interact with silicate and aluminosilicate minerals of the terrigenous layer, and the contact surface is intensively corroded [3] Silicate sols are the reaction products. Such an interaction leads to an increase in the roughness of the rocks, the formation of strong silicate films, and, consequently, to an increase in the surface area of the adsorbent, thereby increasing the amount of NTP adsorption. The presence of hydrochloric acid and hydrochloric acid in the solution increases the rate of its interaction with silicate rock [3] Thus, an increase in the adsorption of the inhibitor will occur due to the effect of hydrochloric acid on carbonate rocks and film oil (the mechanism of action is known from the prototype) and additionally due to an increase in surface area silicate rocks due to their corrosion by CPVC and the adsorption of NTF on a solid surface and the penetration of an inhibitor into the composition of silicate sols covering the contact surface of the inhibiting Create with silicate minerals. This is confirmed by the fact that the interaction of CPVC with silicon oxide forms silicon tetrafluoride SiF 4 , which then reacts with water to form silicon hydroxide in the form of a sol. A sol of this composition is also obtained by hydrolysis of calcium hexafluorosilicate (formed by the reaction of CPVC with carbonate rocks or when mixed with produced calcium chloride water) by the reaction:
3CaSiF 6 + 4H 2 O = 3CaF 2 + Si (OH) 4 + 2H 2 O • SiF 6
To prevent coagulation of the silicate film of sol in a gelatinous gel, which can significantly reduce the permeability of the formation, allows the presence of hydrochloric acid in the inhibitory solution. Due to the fact that the inhibitor is predominantly in the composition of the silicate sol, the desorption of the inhibitor will proceed more slowly since the silicate films of the sol with the inhibitor are more resistant to leaching, ordinary NTP adsorption layers with a solid surface. This leads to the fact that the desorption period is increased, which means that the efficiency of using a scale inhibitor is also increased. Since the formation of a gel from silicate sol is prevented by hydrochloric acid, the proposed inhibitory scale composition can be used even in low-permeability reservoirs.
Разработка ингибирующего состава состоит из ряда этапов:
1. Выбор наиболее благоприятного сочетания содержания соляной кислоты и КФВК, позволяющего достичь наибольшего снижения поверхностного натяжения.The development of an inhibitory composition consists of a number of steps:
1. The choice of the most favorable combination of the content of hydrochloric acid and KFVK, allowing to achieve the greatest reduction in surface tension.
2. Определение ингибирующей способности растворов различного состава. 2. Determination of the inhibitory ability of solutions of various compositions.
3. Оценка адсорбционно-десорбционной способности ингибирующего раствора в процессе фильтрации и сопоставление результатов с прототипом. 3. Assessment of the adsorption-desorption ability of the inhibitory solution during the filtration process and comparison of the results with the prototype.
Выбор наиболее благоприятного сочетания КФВК с соляной кислотой проводился по результатам определения поверхностного натяжения нефть - кислотные растворы. В опытах использовалась нефть Сергеевского месторождения. (Республика Башкертостан). Концентрация КФВК в кислотных растворах изменялась от 0,5 до 5,0% а соляной кислоты от 5,0% до 15,0% т.е. в пределах, рекомендуемых для обработки терригенных и карбонатных коллекторов. Результаты определения поверхностного натяжения кислотного раствора на границе Нефть - кислотные растворы приведены в таблице 1. The most favorable combination of CPVC with hydrochloric acid was selected according to the results of determining the surface tension of oil - acid solutions. In the experiments, oil of the Sergeevskoye field was used. (Republic of Bashkertostan). The concentration of CPVA in acid solutions varied from 0.5 to 5.0% and hydrochloric acid from 5.0% to 15.0% i.e. within the limits recommended for the treatment of terrigenous and carbonate reservoirs. The results of determining the surface tension of the acid solution at the interface Oil - acid solutions are shown in table 1.
Из таблицы 1 видно, что наибольшее снижение поверхностного натяжения достигается при содержании в кислотном растворе 8-15% соляной кислоты. Добавление КФВК дополнительно снижает величину поверхностного натяжения. Анализ результатов опытов, приведенных в таблице 1, показывает, что удовлетворительные кислотные растворы получаются при смешении 1.3% КФВК с 8.13%-ной соляной кислотой. При этом поверхностное натяжение на границе нефть кислотные растворы составляет 2,10.3,15 мН/м. Ингибирующий состав [2] при различных рекомендованных сочетаниях НТФ и соляной кислоты снижает поверхностное натяжение до 1,1-1,4 мН/м при использовании тех же проб нефти. From table 1 it is seen that the greatest decrease in surface tension is achieved when the content in the acid solution of 8-15% hydrochloric acid. The addition of CPVC further reduces the surface tension. An analysis of the results of the experiments shown in table 1 shows that satisfactory acid solutions are obtained by mixing 1.3% CPVA with 8.13% hydrochloric acid. In this case, the surface tension at the oil-acid interface is 2.10.3.15 mN / m. The inhibitory composition [2] with various recommended combinations of NTF and hydrochloric acid reduces the surface tension to 1.1-1.4 mN / m when using the same oil samples.
Для выявления степени снижения поверхностного натяжения при использовании НТФ были приготовлены водные кислотные растворы с содержанием 1 3% КФВК, 8 13% соляной кислоты и изменяющимся количеством НТФ (в интервале 0,2 5,0%), который рекомендован для практических обработок скважин. В таблице 2 приведены результаты определения поверхностного натяжения на границе нефть кислотный раствор с НТФ при различном содержании НТФ. To identify the degree of decrease in surface tension when using NTF, aqueous acidic solutions were prepared with a content of 1 3% CPVK, 8 13% hydrochloric acid and a varying amount of NTF (in the range of 0.2 to 5.0%), which is recommended for practical well treatments. Table 2 shows the results of determining the surface tension at the interface between an oil-acid solution and NTF at different contents of NTF.
Из таблицы 2 видно, что даже незначительное добавление НТФ (0,2%) приводит к существенному снижению поверхностного натяжения. Этот эффект заметно проявляется до концентраций НТФ 1,0 2,0% при более высоких концентрациях НТФ поверхностное натяжение снижается незначительно. Учитывая способность НТФ снижать поверхностное натяжение, дороговизну НТФ и достаточность для ингибирования солеотложений содержание НТФ в композиции должно составлять 0,2-1,0%
Определение ингибирующей способности раствора проводили на примере раствора сульфата кальция по общепринятым методикам [4] Готовили искусственное перенасыщение раствора сульфата кальция путем сливания растворов двух типов:
1. 1 л раствора содержит сульфат натрия 13 г, хлорида натрия 18,8 г, хлорида магния 1,24 г.From table 2 it is seen that even a slight addition of NTF (0.2%) leads to a significant reduction in surface tension. This effect is noticeably manifested up to NTF concentrations of 1.0 2.0%; at higher concentrations of NTF, the surface tension decreases slightly. Given the ability of NTP to reduce surface tension, the high cost of NTP and the sufficiency for inhibiting scaling, the content of NTP in the composition should be 0.2-1.0%
Determination of the inhibitory ability of the solution was carried out using an example of a calcium sulfate solution according to generally accepted methods [4] An artificial supersaturation of a calcium sulfate solution was prepared by merging two types of solutions:
1. 1 liter of the solution contains sodium sulfate 13 g, sodium chloride 18.8 g, magnesium chloride 1.24 g.
2. 1 л раствора содержит хлористого кальция (безводного) 13,6 г. Реакция с образованием осадка сульфата кальция протекает по схеме:
В каждую из двух колб емкостью 250 мл пипеткой вводят расчетное количество испытуемого ингибирующего раствора, приливают 50 мм раствора 2-го вида (хлористого кальция). Пробы выдерживают при температуре 25+1oC в термостате и через 24 ч определяют содержание солеобразующих ионов трилонометрическим способом и рассчитывают концентрацию сульфата кальция. Подобные опыты проводились и без добавки ингибитора солеотложения. Защитный эффект определяли по формуле (результаты определения приведены в таблице 3)
где Сo начальная концентрация сульфата кальция в исходном растворе, г/л;
Cк концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе, не обработанном ингибитором, г/л;
C концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе с добавкой ингибитора, г/л.2. 1 l of the solution contains calcium chloride (anhydrous) 13.6 g. The reaction with the formation of a precipitate of calcium sulfate proceeds according to the scheme:
In each of two flasks with a capacity of 250 ml, a calculated amount of the tested inhibitory solution is pipetted, 50 mm of a solution of the 2nd type (calcium chloride) is added. The samples are kept at a temperature of 25 + 1 o C in a thermostat and after 24 hours the content of salt-forming ions is determined by the trilonometric method and the concentration of calcium sulfate is calculated. Similar experiments were carried out without the addition of a scale inhibitor. The protective effect was determined by the formula (the results of the determination are shown in table 3)
where C o the initial concentration of calcium sulfate in the initial solution, g / l;
C to the concentration of calcium sulfate at the end of the experiment in a solution not treated with an inhibitor, g / l;
C is the concentration of calcium sulfate at the end of the experiment in solution with the addition of an inhibitor, g / l.
Из таблицы 3 видно, что ингибирующие растворы на основе НТФ и соляной кислоты обладают высоким защитным эффектом (растворы N 1-3). Растворы N 4-6 не содержат НТФ. Степень защиты от выпадения солей низка. Визуально в опытах наблюдается моментальное образование осадка. Растворы N 7-9 содержат 0,1% НТФ. Через 24 ч отмечены отдельные частицы осадка и проявляется защитный эффект 81 86% Далее с увеличением концентрации добавление НТФ в количестве 0,2 3,0% обеспечивает полную защиту от выпадения солей растворы N 10-18. С увеличением концентрации НТФ более 4,0% эффективность защиты уменьшается, что объясняется тем, что высококонцентрированные растворы НТФ несовместимы с высокоминерализованными водами, содержащими ионы кальция. Несовместимость НТФ усиливается из-за наличия в композиции КФВК. Исходя из результатов опытов, приводимых в таблице 3, видно, что полная защита (100%) от выпадания солей обеспечивается при содержании НТФ 0,2 3,0% Исходя из условия достаточности процесса ингибирования и учитывая дороговизну НТФ, следует считать целесообразной концентрацией НТФ в композиции 0,2 0,5%
Оценка адсорбционно-десорбционной способности ингибирующего раствора проводилась в процессе фильтрации в идентичных условиях и сопоставления изменения концентрации ингибитора отложения солей при применении разработанной композиции и прототипа. Для этого достаточно проследить за изменением концентрации НТФ (в опытах использовались водный ингибирующий раствор: НТФ - 5% + HCl 23% [2] и предлагаемая композиция состава: НТФ 0,5% + HCl 8% + КФВК 1% + вода. Учитывая то обстоятельство, что исходные концентрации ингибирующих составов различны, необходимо сравнивать динамику относительных концентраций растворов, представляющих собой отношение текущей концентрации в процессе опытов по фильтрации к исходной. В таблице 4 приведены результаты динамики относительных концентраций НТФ в процессе адсорбции. В качестве пробы использовали насыпную терригенную породу. Кернодержатель с породой насыщался нефтью Сергеевского месторождения и через 5 сут после насыщения проводилось вытеснение нефти ингибирующим раствором, при этом протекала адсорбции ингибитора на песке. Замеры прокаченной жидкости проводились дискретно объемам порового пространства моделей. Объем порового пространства составлял в обоих моделях по 43 см3. В обоих случаях было прокачено по шесть объемов пор ингибирующих составов. На выходе из кернодержателей отбирались пробы жидкости и стандартным методом определялось содержание в них фосфатов. Сопоставляя относительные концентрации ингибитора при адсорбции, приведенные в таблице 4, можно заключить, что завершение адсорбции быстрее в случае применения ингибирующего состава с КФВК. В нефтепромысловой практике это дает возможность сократить время на адсорбцию после закачки ингибирующего раствора в ПЗП. После выдержки на установление адсорбционного равновесия (1 сут) начинали вытеснять ингибирующий раствор пресной водой из модели породы и замеряли концентрацию ингибитора НТФ дискретно прокаченным объемам пор.From table 3 it is seen that the inhibitory solutions based on NTF and hydrochloric acid have a high protective effect (solutions N 1-3). Solutions N 4-6 do not contain NTF. The degree of salt protection is low. Visually in the experiments, instant precipitate formation is observed. Solutions N 7-9 contain 0.1% NTP. After 24 hours, individual sediment particles were noted and a protective effect of 81–86% was manifested. Further, with an increase in concentration, the addition of NTF in an amount of 0.2–3.0% provides complete protection against the precipitation of salts of solutions N 10-18. With an increase in the concentration of NTF more than 4.0%, the effectiveness of the protection decreases, due to the fact that highly concentrated solutions of NTF are incompatible with highly mineralized waters containing calcium ions. Incompatibility of NTF is enhanced due to the presence of CPVC in the composition. Based on the results of the experiments given in table 3, it is clear that complete protection (100%) from salt deposition is provided when the content of NTF is 0.2 3.0%. Based on the sufficiency of the inhibition process and given the high cost of NTF, it should be considered appropriate concentration of NTF in composition 0.2 0.5%
Assessment of the adsorption-desorption ability of the inhibitory solution was carried out in the process of filtering under identical conditions and comparing the changes in the concentration of the salt deposition inhibitor using the developed composition and prototype. To do this, it is enough to follow the change in the concentration of NTF (in the experiments we used an aqueous inhibitory solution: NTF - 5% +
Результаты определений относительной концентрации НТФ в процессе десорбции приведены в таблице 5. Оптимальная концентрация НТФ, рекомендуемая для промысловой практики, составляет 5-10 мг/л. Исходя из наименьшего расхода примем 5 мг/л, соответствующая относительная концентрация составляет 0,0001. Из таблицы 5 видно, что при прокачке 18 поровых объемов воды, обеспечивается вынос реагента, достаточный для эффективной защиты от отложения солей при использовании состава [2] The results of determining the relative concentration of NTF during the desorption process are shown in Table 5. The optimal concentration of NTF recommended for fishing practice is 5-10 mg / L. Based on the lowest flow rate, we take 5 mg / l, the corresponding relative concentration is 0.0001. From table 5 it is seen that when pumping 18 pore volumes of water, reagent removal is sufficient to effectively protect against salt deposition when using the composition [2]
Claims (1)
Соляная кислота 8 13
Кремнефтористоводородная кислота 1 3
Вода ОстальноеNitrilotrimethylene phosphonic acid 0.2 0.5
Hydrochloric acid 8 13
Hydrofluoric acid 1 3
Water Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94003449A RU2070910C1 (en) | 1994-01-28 | 1994-01-28 | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94003449A RU2070910C1 (en) | 1994-01-28 | 1994-01-28 | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94003449A RU94003449A (en) | 1995-07-20 |
| RU2070910C1 true RU2070910C1 (en) | 1996-12-27 |
Family
ID=20151957
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94003449A RU2070910C1 (en) | 1994-01-28 | 1994-01-28 | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2070910C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447125C1 (en) * | 2010-10-06 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Composition for preventing inorganic salt deposits when extracting oil and gas from wells |
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2599150C1 (en) * | 2015-08-03 | 2016-10-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
| RU2637537C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing salt deposition in course of oil production |
-
1994
- 1994-01-28 RU RU94003449A patent/RU2070910C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 996721, кл. E 21 B 43/12, 1983. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447125C1 (en) * | 2010-10-06 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Composition for preventing inorganic salt deposits when extracting oil and gas from wells |
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2599150C1 (en) * | 2015-08-03 | 2016-10-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
| RU2637537C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing salt deposition in course of oil production |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1282685C (en) | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearingformation and associated production wells | |
| EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| US4056146A (en) | Method for dissolving clay | |
| US5082058A (en) | Composition and method for slowly dissolving siliceous material | |
| US5302297A (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
| RU2070910C1 (en) | Compound for prevention of deposition of inorganic salts in production of oil and gas from wells | |
| US4079783A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions | |
| RU2320852C2 (en) | Method to prevent salt deposit in oil- and gas-field equipment | |
| NO154765B (en) | PROCEDURE AND MIXTURE FOR SOLUTIONS OF SILICATES IN UNDERGRADUAL FORMS. | |
| EP0781729B1 (en) | Process for the controlled fixing of scale inhibitor in subterranean formations | |
| Katsanis et al. | Chemistry of precipitation and scale formation in geological systems | |
| GB2335688A (en) | A process for the enhanced recovery of petroleum oil | |
| MX2011005186A (en) | Stabilised compound eliminating and inhibiting scale in pipelines. | |
| RU2717851C1 (en) | Reagent composition for dissolving sulfate colmatant | |
| RU2272904C1 (en) | Dry acid composition to process terrigenous reservoirs and to remove clay from well bottom zone | |
| RU2086760C1 (en) | Method for removing sedimentations from injection wells | |
| RU2087677C1 (en) | Method for preventing salt settling in oil production equipment | |
| EP0040442B1 (en) | Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
| RU2599150C1 (en) | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction | |
| US20230331599A1 (en) | Method of sulfate removal from seawater using high salinity produced water | |
| RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
| RU94003449A (en) | COMPOSITION FOR THE PREVENTION OF THE DEPOSITION OF INORGANIC SALTS UNDER EXTRACTION OF OIL AND GAS FROM WELLS | |
| US4915169A (en) | Method for controlling the pH of steam fluids using heterocyclic, multifunctional, nitrogen-containing compounds | |
| RU2101482C1 (en) | Acid compound for treating terrigenous reservoirs | |
| RU2242602C2 (en) | Composition for treating carbonate strata |