RU2111049C1 - Микрокапсулы, композиция на их основе и способ обработки нефтяных скважин - Google Patents
Микрокапсулы, композиция на их основе и способ обработки нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2111049C1 RU2111049C1 RU94046082A RU94046082A RU2111049C1 RU 2111049 C1 RU2111049 C1 RU 2111049C1 RU 94046082 A RU94046082 A RU 94046082A RU 94046082 A RU94046082 A RU 94046082A RU 2111049 C1 RU2111049 C1 RU 2111049C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- microcapsules
- agent
- microcapsules according
- group
- amount
- Prior art date
Links
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 title claims abstract description 73
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 24
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 22
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 21
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 21
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 21
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 21
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 21
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 20
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 19
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 8
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 5
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 5
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 4
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 4
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 159000000009 barium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 23
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 abstract description 3
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007903 gelatin capsule Substances 0.000 abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 24
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 20
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 19
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 description 19
- 238000005354 coacervation Methods 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 10
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 description 9
- 229920000084 Gum arabic Polymers 0.000 description 9
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 description 9
- 239000000205 acacia gum Substances 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 9
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 6
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 5
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 4
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 4
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- GQAZERYGHYLFQJ-UHFFFAOYSA-N 2-acetamido-2-(carboxymethylamino)acetic acid Chemical compound CC(=O)NC(C(O)=O)NCC(O)=O GQAZERYGHYLFQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 3
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- UBLAMKHIFZBBSS-UHFFFAOYSA-N 3-Methylbutyl pentanoate Chemical compound CCCCC(=O)OCCC(C)C UBLAMKHIFZBBSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N Bronopol Chemical compound OCC(Br)(CO)[N+]([O-])=O LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 241000206575 Chondrus crispus Species 0.000 description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 241000410737 Verasper moseri Species 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002535 acidifier Substances 0.000 description 2
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 235000015278 beef Nutrition 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 2
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 2
- DKPHLYCEFBDQKM-UHFFFAOYSA-H hexapotassium;1-phosphonato-n,n-bis(phosphonatomethyl)methanamine Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)CN(CP([O-])([O-])=O)CP([O-])([O-])=O DKPHLYCEFBDQKM-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N oxolead Chemical compound [Pb]=O YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000001814 pectin Substances 0.000 description 2
- 235000010987 pectin Nutrition 0.000 description 2
- 229920001277 pectin Polymers 0.000 description 2
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 2
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000006104 solid solution Substances 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- SCHQQPAJNUHKSV-RSGUCCNWSA-N (e)-n-(cyclopropylmethyl)-n-methyl-3,6-diphenylhex-5-en-3-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.C1CC1CN(C)C(C=1C=CC=CC=1)(CC)C\C=C\C1=CC=CC=C1 SCHQQPAJNUHKSV-RSGUCCNWSA-N 0.000 description 1
- LTXHELLMCCEDJG-KTKRTIGZSA-N (z)-n-hydroxyoctadec-9-enamide Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NO LTXHELLMCCEDJG-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- TUSDEZXZIZRFGC-UHFFFAOYSA-N 1-O-galloyl-3,6-(R)-HHDP-beta-D-glucose Natural products OC1C(O2)COC(=O)C3=CC(O)=C(O)C(O)=C3C3=C(O)C(O)=C(O)C=C3C(=O)OC1C(O)C2OC(=O)C1=CC(O)=C(O)C(O)=C1 TUSDEZXZIZRFGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-2,4-dioxo-1,3-diazinane-5-carboximidamide Chemical compound CN1CC(C(N)=N)C(=O)NC1=O IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NEAQRZUHTPSBBM-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxy-3,3-dimethyl-7-nitro-4h-isoquinolin-1-one Chemical class C1=C([N+]([O-])=O)C=C2C(=O)N(O)C(C)(C)CC2=C1 NEAQRZUHTPSBBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100555 2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 1
- QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl Chemical group [CH2]CCO QOXOZONBQWIKDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYYMDNHUJFIDDQ-UHFFFAOYSA-N 5-chloro-2-methyl-1,2-thiazol-3-one;2-methyl-1,2-thiazol-3-one Chemical compound CN1SC=CC1=O.CN1SC(Cl)=CC1=O QYYMDNHUJFIDDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001817 Agar Polymers 0.000 description 1
- 102000009027 Albumins Human genes 0.000 description 1
- 108010088751 Albumins Proteins 0.000 description 1
- XXRORLOCOXPZNM-UHFFFAOYSA-N CN(C)C1NC1 Chemical compound CN(C)C1NC1 XXRORLOCOXPZNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001263 FEMA 3042 Substances 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000206672 Gelidium Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LBYWTNBGUBZKJM-UHFFFAOYSA-N OP(=C)=O Chemical compound OP(=C)=O LBYWTNBGUBZKJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- LRBQNJMCXXYXIU-PPKXGCFTSA-N Penta-digallate-beta-D-glucose Natural products OC1=C(O)C(O)=CC(C(=O)OC=2C(=C(O)C=C(C=2)C(=O)OC[C@@H]2[C@H]([C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)O2)OC(=O)C=2C=C(OC(=O)C=3C=C(O)C(O)=C(O)C=3)C(O)=C(O)C=2)O)=C1 LRBQNJMCXXYXIU-PPKXGCFTSA-N 0.000 description 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 1
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BEIOEBMXPVYLRY-UHFFFAOYSA-N [4-[4-bis(2,4-ditert-butylphenoxy)phosphanylphenyl]phenyl]-bis(2,4-ditert-butylphenoxy)phosphane Chemical compound CC(C)(C)C1=CC(C(C)(C)C)=CC=C1OP(C=1C=CC(=CC=1)C=1C=CC(=CC=1)P(OC=1C(=CC(=CC=1)C(C)(C)C)C(C)(C)C)OC=1C(=CC(=CC=1)C(C)(C)C)C(C)(C)C)OC1=CC=C(C(C)(C)C)C=C1C(C)(C)C BEIOEBMXPVYLRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPZPVAIBXPRLFD-UHFFFAOYSA-N acetic acid;azane Chemical compound N.N.CC(O)=O GPZPVAIBXPRLFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 235000010419 agar Nutrition 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical group 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 229960003168 bronopol Drugs 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005018 casein Substances 0.000 description 1
- BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N casein, tech. Chemical compound NCCCCC(C(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CC(C)C)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(C(C)O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(COP(O)(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(N)CC1=CC=CC=C1 BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021240 caseins Nutrition 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N chloromethylisothiazolinone Chemical compound CN1SC(Cl)=CC1=O DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical compound O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000004029 hydroxymethyl group Chemical group [H]OC([H])([H])* 0.000 description 1
- NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N iminodiacetic acid Chemical class OC(=O)CNCC(O)=O NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012442 inert solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000000976 ink Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- HWSZZLVAJGOAAY-UHFFFAOYSA-L lead(II) chloride Chemical compound Cl[Pb]Cl HWSZZLVAJGOAAY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N methylisothiazolinone Chemical compound CN1SC=CC1=O BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002304 perfume Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000012256 powdered iron Substances 0.000 description 1
- 238000010944 pre-mature reactiony Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000003303 reheating Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000009938 salting Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010413 sodium alginate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000661 sodium alginate Substances 0.000 description 1
- 229940005550 sodium alginate Drugs 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical group 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- LRBQNJMCXXYXIU-NRMVVENXSA-N tannic acid Chemical compound OC1=C(O)C(O)=CC(C(=O)OC=2C(=C(O)C=C(C=2)C(=O)OC[C@@H]2[C@H]([C@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)[C@@H](OC(=O)C=3C=C(OC(=O)C=4C=C(O)C(O)=C(O)C=4)C(O)=C(O)C=3)O2)OC(=O)C=2C=C(OC(=O)C=3C=C(O)C(O)=C(O)C=3)C(O)=C(O)C=2)O)=C1 LRBQNJMCXXYXIU-NRMVVENXSA-N 0.000 description 1
- 229940033123 tannic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000015523 tannic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920002258 tannic acid Polymers 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 125000003258 trimethylene group Chemical group [H]C([H])([*:2])C([H])([H])C([H])([H])[*:1] 0.000 description 1
- LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N tris Chemical compound OCC(N)(CO)CO LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/902—Controlled release agent
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/939—Corrosion inhibitor
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
- Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
- Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]
- Y10T428/2984—Microcapsule with fluid core [includes liposome]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
При включении сильного хелатирующего агента получают более стабильные в определенных условиях желатиновые капсулы,содержащие химические продукты для применения на нефтяных месторождениях, предпочтительно нагруженные соединением тяжелого металла. Микрокапсулы могут обеспечить длительный период обработки, так как многие материалы, которые могут нанести повреждения микрокапсулам, контролируются хелатирующим агентом. Композиция, включающая суспензию микрокапсул в всплывающей жидкости, используемой для образования микрокапсул, содержит указанные выше микрокапсулы в количестве от около 10 до около 80%. Способ обработки нефтяных скважин предусматривает применение указанных выше микрокапсул в эффективном количестве для обеспечения обработки в присутствии высокого содержания соляного раствора и/или тяжелых металлов в течение, по крайней мере, одного месяца. 3 с. и 12 з.п.ф-лы.
Description
Изобретение относится к композициям и способам очистки буровых скважин.
Условия неблагоприятно действующие на получение нефти из скважин, включают: отложение закупоривающих материалов, извлекаемых при добыче нефти (например, образование "накипи"); и коррозию насосно-компрессорной трубы и действующего в скважине оборудования.
Очистка скважины путем введения химического реагента, применяемого на нефтяных месторождениях, может повысить скорость добычи, увеличить срок эксплуатации и уменьшить износ оборудования скважин.
Однако тяжело обрабатывать скважины, далеко разнесенные географически, которые недоступны при обработке и которые содержат жидкости, сильно различающиеся по составу.
Один достаточно успешный способ раскрыт в (патенте США N 3676363, Mosier, 11.07.72). Раскрытые в нем капсулы загружают. Капсулы осаждаются в отстойнике скважины, где они медленно растворяются.
Хорошо известно микрокапсулирование различных гидрофобных жидкостей. Микрокапсулы предложено использовать для заключения в капсулы (для капсулирования) духов, лекарств, связующих, красителей, чернил и др.
В настоящее время открыто, что стенки микрокапсулированных химикатов, применяемых на нефтяных месторождениях, описанных выше (патент США N 3676363), чувствительны к повреждениям многими материалами, присутствующими в некоторых грунтовых водах, например, при высоком содержании соляного раствора и относительно большом количестве определенных катионов, и что введение сильного хелатирующего агента, такого как этилендиаминтетрауксусная кислота, к удивлению, стабилизирует стенку капсулы таким образом, что возможно длительное выделение химического вещества в нефтяной скважине.
В соответствии с изобретением микрокапсулы, содержащие химический реагент для применения на нефтяных месторождениях и стенки, включающие желатин, и стабилизированные эффективным количеством сильного хелатирующего агента, содержат от около 5 до около 80% указанного химического реагента, выбранного из группы, содержащей: ингибитор образования накипи, ингибитор коррозии, биоцидный агент, реагент для ограничения присутствия твердых углеводородов, реагент, уносящий H2S и/или O2, деэмульгатор, стабилизатор глины, поверхностно-активное вещество, подкисляющий агент, их смеси.
Микрокапсулы могут дополнительно содержать агент для увеличения веса в количестве от около 5 до около 75%, предпочтительно от около 10 до около 50%, предпочтительно в этом качестве используют соль бария, причем сильный хелатирующий агент присутствует в количестве от около 2 до около 14%, предпочтительно в количестве от около 3 до около 12%, более предпочтительно в количестве от около 5 до около 10%, и его выбирают из группы, состоящей из:
1) веществ, имеющих общую формулу
R5-[O-CH(COOOH)CH(COOH)]nR5,
где
каждый
R5 выбирают из группы, состоящей из H и OH,
n - в среднем равно числу от примерно 2 до примерно 3;
2) веществ, имеющих формулу
где
R выбирают из группы, состоящей из:
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; CH3; -CH2CH2OCH3; ; ; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3; их смеси 3) нитрилотриуксусной кислоты, 4) этилендиамин- и полиэтилендиамин полиуксусных кислот и 5) их смесей, предпочтительно 1) веществ, имеющих формулу
где
R выбирают из группы, состоящей из:
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3 и их смеси 2) нитрилотриуксусной кислоты, 3) этилендиамин-ии полиэтилендиамин полиуксусных кислот и 4) их смесей, кроме того, стенки, включающие желатин, образованы его осаждением по крайней мере одной солью, выбранной из группы, содержащей сульфат натрия и сульфат аммония, предпочтительно выбирают одну соль из указанной группы, а указанный химический реагент для применения на нефтяных месторождениях является либо ингибитором образования накипи, ингибитором коррозии, биоцидным агентом, реагентом для ограничения присутствия отложений твердых углеводородов, либо поверхностно-активным веществом, причем микрокапсулы могут являться смесью по крайней мере двух различных микрокапсул, каждая из которых содержит разные химические реагенты для применения на нефтяных месторождениях, предпочтительно каждая из них содержит по крайней мере два указанных химических реагента, выбранных из группы, содержащей ингибитор коррозии, ингибитор образования накипи, биоцидный агент.
1) веществ, имеющих общую формулу
R5-[O-CH(COOOH)CH(COOH)]nR5,
где
каждый
R5 выбирают из группы, состоящей из H и OH,
n - в среднем равно числу от примерно 2 до примерно 3;
2) веществ, имеющих формулу
где
R выбирают из группы, состоящей из:
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; CH3; -CH2CH2OCH3; ; ; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3; их смеси 3) нитрилотриуксусной кислоты, 4) этилендиамин- и полиэтилендиамин полиуксусных кислот и 5) их смесей, предпочтительно 1) веществ, имеющих формулу
где
R выбирают из группы, состоящей из:
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3 и их смеси 2) нитрилотриуксусной кислоты, 3) этилендиамин-ии полиэтилендиамин полиуксусных кислот и 4) их смесей, кроме того, стенки, включающие желатин, образованы его осаждением по крайней мере одной солью, выбранной из группы, содержащей сульфат натрия и сульфат аммония, предпочтительно выбирают одну соль из указанной группы, а указанный химический реагент для применения на нефтяных месторождениях является либо ингибитором образования накипи, ингибитором коррозии, биоцидным агентом, реагентом для ограничения присутствия отложений твердых углеводородов, либо поверхностно-активным веществом, причем микрокапсулы могут являться смесью по крайней мере двух различных микрокапсул, каждая из которых содержит разные химические реагенты для применения на нефтяных месторождениях, предпочтительно каждая из них содержит по крайней мере два указанных химических реагента, выбранных из группы, содержащей ингибитор коррозии, ингибитор образования накипи, биоцидный агент.
Также в соответствии с изобретением, композиция, включающая суспензию микрокапсул в всплывающей жидкости, используемой для образования микрокапсул, содержит микрокапсулы согласно изложенному выше, в количестве от около 10 до около 80%. Также в соответствии с изобретением в способе обработки нефтяных скважин, предусматривающем применение микрокапсул, применяют микрокапсулы согласно изложенному выше в эффективном количестве для обеспечения обработки в присутствии высокого содержания соляного раствора и/или тяжелых металлов в течение, по крайней мере, одного месяца.
Детальное описание изобретения. Сильные хелатирующие агенты включают в микрокапсулы, добавляя их либо к водному раствору, или к растворителю, несмешивающемуся с водой, используемому для образования микрокапсул, как описано здесь и далее. Полезные хелатирующие агенты включают кислотные формы соединений, образующих, как известно, комплексы тяжелых металлов. Многие такие соединения применяют в моющих композициях, обычно в виде их солей.
Полезные в данном случае поликарбоксилатные соединения, особенно в указанных предпочтительных композициях, включают кислотные формы или соли структурообразующих веществ (патент США N 4915854, Мао и др., 10.04.90, и патент США N 4704233, Hartman and Perkins, 3.11.87). Подходящие материалы предпочтительно имеют относительно большие константы взаимодействия (связи) для тяжелых металлов при как кислотных, так и щелочных условиях. Предпочтительные вещества имеют общую формулу
R5-[O-(COOH)CH(COOH)]nR5
где каждый
R5 выбирают из группы, состоящей из H и OH,
n составляет в среднем от 2 до 3.
R5-[O-(COOH)CH(COOH)]nR5
где каждый
R5 выбирают из группы, состоящей из H и OH,
n составляет в среднем от 2 до 3.
Другие предпочтительные вещества включают кислоты и соли, описанные в совместно поданной патентной заявке США Ser. N 07/587.477, Stephen Culshaw and Eddy Vos. Hard-Surface Cleaning Compositions, 19.09.90).
В дополнение к указанным выше веществам другие вещества включают кислотные формы веществ (патент США N 4769172, Siklosi, 6.09.88). Другие вещества включают хелатирующие агенты, имеющие формулу
где
R выбирают из группы, состоящей из
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3; ; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3;
и их смесей.
где
R выбирают из группы, состоящей из
-CH2CH2CH2OH; -CH2CH(OH)CH3; -CH2CH(OH)CH2OH; -CH(CH2OH)2; -CH3; -CH2CH2OCH3; ; -CH2CH2CH2OCH3; -C(CH2OH)3;
и их смесей.
Далее приведены химические названия кислотных форм некоторых подходящих хелатирующих агентов:
N-(3-оксипропил)имино-N,N-диуксусная кислота (3-HPIDA);
N-(2-оксипропил)имино-N,N-диуксусная кислота (2-HPIDA);
N-глицерилимино-N,N-диуксусная кислота (GLIDA);
диоксиизопропилимино-(N,N)-диуксусная кислота (DHPIDA);
метилимино-(N,N)-диуксусная кислота (MIDA);
2-метоксиэтилимино-(N,N)-диуксусная кислота (MEIDA);
амидоиминодиуксусная кислота (также известная как амидонитрилотриацетат натрия, SAND);
ацетамидоиминодиуксусная кислота (AIDA);
3-метоксипропилимино-N,N-диуксусная кислота (MEPIDA);
трис(оксиметил)метилимино-N,N-диуксусная кислота (TRIDA).
N-(3-оксипропил)имино-N,N-диуксусная кислота (3-HPIDA);
N-(2-оксипропил)имино-N,N-диуксусная кислота (2-HPIDA);
N-глицерилимино-N,N-диуксусная кислота (GLIDA);
диоксиизопропилимино-(N,N)-диуксусная кислота (DHPIDA);
метилимино-(N,N)-диуксусная кислота (MIDA);
2-метоксиэтилимино-(N,N)-диуксусная кислота (MEIDA);
амидоиминодиуксусная кислота (также известная как амидонитрилотриацетат натрия, SAND);
ацетамидоиминодиуксусная кислота (AIDA);
3-метоксипропилимино-N,N-диуксусная кислота (MEPIDA);
трис(оксиметил)метилимино-N,N-диуксусная кислота (TRIDA).
Способы получения приведенных здесь производных иминодиуксусной кислоты раскрыты в следующих публикациях:
выложенная открытая патентная публикация Японии 59-70652 для 3-HPIDA; DE-OS-25 42 708 для 2-HPIDA и DHPIDA; Chem. ZVESI 34(1) p.93-103 (1980) Mayer, Riecanska и др. публикация от 26 марта 1979 для GLIDA; C.A. 104(6)45062 d для MIDA и Biochemistry 5, p.467 (1966) для AIDA.
выложенная открытая патентная публикация Японии 59-70652 для 3-HPIDA; DE-OS-25 42 708 для 2-HPIDA и DHPIDA; Chem. ZVESI 34(1) p.93-103 (1980) Mayer, Riecanska и др. публикация от 26 марта 1979 для GLIDA; C.A. 104(6)45062 d для MIDA и Biochemistry 5, p.467 (1966) для AIDA.
Еще другие хелатирующие агенты включают аминополикарбоксилаты, такие как нитрилотриуксусная кислота, этилендиаминтетрауксусная кислота, полиэтиленаминполиуксусные кислоты и т.д.
Хелатирующие агенты изобретения предпочтительно составляют от примерно 2 до примерно 14% от общего количества композиции, более предпочтительно от примерно 3 до примерно 12%, еще более предпочтительно от примерно 5 до примерно 10%.
Получение микрокапсул.
Микрокапсулы изобретения можно получить любым способом или вариантом способа, где химические реагенты, применяемые на нефтяных месторождениях, диспергируют в растворителе, который не смешивается с водой, и затем эмульгируют водным раствором, содержащим один или более коллоидов, которые способны подвергаться простой или комплексной коацервации. В процессе коацервации один или более микроколлоидов осаждается вокруг диспергированных капелек несмешивающегося с водой растворителя и очищающего реагента. При этом капельки полностью заключены в капсулы и изолированы. Специалистам хорошо известны различные способы осуществления такого микрокапсулирования путем коацервации, которые обеспечены техническими средствами для получения отдельных новых композиций в микрокапсулах и которые можно применять при практическом использовании способа настоящего изобретения. Например, можно использовать способы заключения в капсулы, описанные в следующих патентах: U.S. Pat. N 2.800.457 (Re.24.899), Green et al; U.S. Pat. N 2.800.458, Green, issued July 23, 1957; U.S. Pat. N 3159585, Evans et al, issued Dec.1, 1964; U.S. Pat N 3533958, Yurkowitz, issued Oct. 13, 1970; U.S. Pat. N 3697437, Fogle et al., issued Oct. 10, 1972; U.S. Pat. N 3888689, Macka wa et al., issued June 10, 1975; Brit. Pat. 1483542, published Aug. 24, 1977; U.S. Pat. N 3996156, Matsukawa et. al., issued Dec. 7, 1976; U.S. Pat. N 3965033, Matsukawa et. al. , issued June 22, 1976; and U.S. Pat N 4010038, Jwasaki et. al., issued Mar. 1, 1977, etc.
Другие способы и материалы для получения микрокапсул раскрыты в: U.S. Pat. N 4016098, Saeki et al., issued April 5, 1977; U.S. Pat. N 4269729, Maruyama et. al., issued May 26, 1981; U.S. Pat N 4303548, Shimazaki et. al. , issued Dec. 1, 1981; U.S. Pat N 4460722, Jgarashi et. al., issued July 17, 1984; and U.S. Pat N 4610927, Jgarashi et. al., issued Sept. 9, 1986.
Эти предпочтительные процедуры используют сложные гидрофильные коллоидные материалы, такие как желатин, для заключения в капсулы несмешивающиеся с водой капельки эмульсии типа "масло в воде". Кроме желатина можно использовать другие гидрофильные коллоиды, включая альбумин, альгинаты, такие как альгинат натрия, казеин, агар-агар, крахмал, пектины, карбоксиметилцеллюлоза, Ирландский мох (Jrish moss) и аравийская камедь.
Для стенок обычно используют такие материалы, которые образуют микрокапсулу способом коацервации. Такие материалы подробно описаны в следующих патентах (например, патенты США N 2800458; 3159585; 3533958; 3697437; 3888689; 3996156; 3965033; 4010038; и 4016098).
Предпочтительным материалом для капсулирования является желатин, который либо осаждается солью, например сульфатом натрия или сульфатом аммония, или участвует в коацервации с полианионом, таким как аравийская камедь (гуммиарабик), что более предпочтительно, поперечно-связанные с образующим поперечные связи соединением, таким как формальдегид или глутарельдегид.
Предпочтителен желатин типа A (предшественник кислоты), предпочтительно имеющий Bloom - прочность 300 или менее предпочтительно - 275, наименее предпочтительно (при приросте 25) - 150.
Простую коацервацию можно осуществить так, как описано в патентах США N 2800457, Green и др.; N 2800458, Green и др.; и N 3594327, Beesey.
Для комплексной коацервации предпочтительным полианионным материалом для индуцирования коацервации, например, желатина является гуммиарабик. Гуммиарабик, высушенный распылением, является предпочтительным по степени чистоты. Вместо гуммиарабика можно использовать другие полианионные материалы. Вместо гуммиарабика в качестве полианионного материала полностью или частично можно использовать полифосфаты, альгинаты (предпочтительно гидролизованные). Ирландский мох, карбоксиметилцеллюлозу, полиакрилаты, силикаты, пектин, желатин типа B (являющийся анионным при определенном pH) и их смеси.
Другие предпочтительные параметры для комплексной коацервации в дополнение к приемлемому способу перемешивания включают:
1) использование от примерно 5 до примерно 25 г желатина на 100 г капсулированного химического соединения, предпочтительно от 6 до 15 г, более предпочтительно от 7 до 12 г и еще более предпочтительно от 8 до 10 г;
2) использование от примерно 0,4 до примерно 2,2 г гуммиарабика на 1 г желатина, предпочтительно от 0,6 до 1,5 г, более предпочтительно от 0,8 до 1,2 г (или определенное количество другого подходящего полианиона для обеспечения приблизительно эквивалентного заряда);
3) pH коацервации от примерно 2,5 до примерно 8, предпочтительно от 3,5 до 6, более предпочтительно - от 4,2 до 5 и еще более предпочтительно - от 4,4 до 4,8 (диапазон pH регулируют, чтобы обеспечить приемлемый баланс между катионным зарядом на желатине и анионным зарядом на полианионе);
4) воздействие на реакцию коацервации определенным количеством деионизированной воды, которое обычно составляет от примерно 15 до примерно 35-кратного количества от общего количества желатина и полианиона, используемого для образования стенок капсул, предпочтительно от 20 до 30-кратного количества. Деионизированная вода чрезвычайно полезна для консистенции, так как реакция коацервации является по своей природе ионной;
5) использование температуры коацервации примерно от 30 до примерно 60oC, предпочтительно от 45 до 55oC;
6) по достижении требуемой температуры коацервации используют скорость охлаждения примерно от 0.1 до 5oC в мин, предпочтительно от 0,25 до 2oC в мин. Скорость охлаждения регулируют для максимального увеличения времени образования стенок из геля при коацервации. Например, полифосфатные анионы образуют коацерваты при более высоких температурах, чем гели, поэтому скорость охлаждения должна быть сохранена сначала медленной, а затем увеличена. Гуммиарабик образует коацерваты такого геля при меньших температурах, поэтому скорость охлаждения должна быть сначала быстрой, а затем медленной.
1) использование от примерно 5 до примерно 25 г желатина на 100 г капсулированного химического соединения, предпочтительно от 6 до 15 г, более предпочтительно от 7 до 12 г и еще более предпочтительно от 8 до 10 г;
2) использование от примерно 0,4 до примерно 2,2 г гуммиарабика на 1 г желатина, предпочтительно от 0,6 до 1,5 г, более предпочтительно от 0,8 до 1,2 г (или определенное количество другого подходящего полианиона для обеспечения приблизительно эквивалентного заряда);
3) pH коацервации от примерно 2,5 до примерно 8, предпочтительно от 3,5 до 6, более предпочтительно - от 4,2 до 5 и еще более предпочтительно - от 4,4 до 4,8 (диапазон pH регулируют, чтобы обеспечить приемлемый баланс между катионным зарядом на желатине и анионным зарядом на полианионе);
4) воздействие на реакцию коацервации определенным количеством деионизированной воды, которое обычно составляет от примерно 15 до примерно 35-кратного количества от общего количества желатина и полианиона, используемого для образования стенок капсул, предпочтительно от 20 до 30-кратного количества. Деионизированная вода чрезвычайно полезна для консистенции, так как реакция коацервации является по своей природе ионной;
5) использование температуры коацервации примерно от 30 до примерно 60oC, предпочтительно от 45 до 55oC;
6) по достижении требуемой температуры коацервации используют скорость охлаждения примерно от 0.1 до 5oC в мин, предпочтительно от 0,25 до 2oC в мин. Скорость охлаждения регулируют для максимального увеличения времени образования стенок из геля при коацервации. Например, полифосфатные анионы образуют коацерваты при более высоких температурах, чем гели, поэтому скорость охлаждения должна быть сохранена сначала медленной, а затем увеличена. Гуммиарабик образует коацерваты такого геля при меньших температурах, поэтому скорость охлаждения должна быть сначала быстрой, а затем медленной.
Предпочтительно, чтобы стенки из желатина или желатина/полианиона (предпочтительно гуммиарабика) были поперечно связаны. Предпочтительным материалом, образующим поперечные связи, является глутаральдегид. Для образования поперечных связей посредством глутаральдегида приемлемыми параметрами, в дополнение к подходящему перемешиванию, являются:
1) использование от примерно 0,5 до 2,0 г глутаральдегида на 10 г желатина, предпочтительно - от 0,5 до 1 г;
2) охлаждение микрокапсулированной суспензии до температуры ниже примерно 10oC и сохранение ее в таком состоянии по крайней мере примерно 30 мин перед добавлением глутаральдегида. Затем суспензии дают возможность повторно нагреться до комнатной температуры;
3) поддержание pH в реакции поперечного сшивания ниже значения примерно 5,5 в течение периода более 4 ч (для уменьшения времени реакции можно использовать большие значения pH и/или температур);
4) избыток глутаральдегида удаляют, промывая избытком воды, для предотвращения чрезмерного поперечного сшивания, например, количество воды составляет примерно 16-кратный объем капсулированной суспензии. Вместо глутаральдегида целиком или частично можно использовать другие поперечно-сшивающие агенты, такие как карбамидная/формальдегидные смолы, таннинные материалы, такие как дубильная кислота, и их смеси.
1) использование от примерно 0,5 до 2,0 г глутаральдегида на 10 г желатина, предпочтительно - от 0,5 до 1 г;
2) охлаждение микрокапсулированной суспензии до температуры ниже примерно 10oC и сохранение ее в таком состоянии по крайней мере примерно 30 мин перед добавлением глутаральдегида. Затем суспензии дают возможность повторно нагреться до комнатной температуры;
3) поддержание pH в реакции поперечного сшивания ниже значения примерно 5,5 в течение периода более 4 ч (для уменьшения времени реакции можно использовать большие значения pH и/или температур);
4) избыток глутаральдегида удаляют, промывая избытком воды, для предотвращения чрезмерного поперечного сшивания, например, количество воды составляет примерно 16-кратный объем капсулированной суспензии. Вместо глутаральдегида целиком или частично можно использовать другие поперечно-сшивающие агенты, такие как карбамидная/формальдегидные смолы, таннинные материалы, такие как дубильная кислота, и их смеси.
Способ обработки скважин по изобретению в основном такой же, как в патенте США N 3676373, который использует осаждение микрокапсул на дне отстойника скважины, которые контактируют с получаемыми жидкостями, содержащими водную фазу в качестве средства для введения в воду очищающего агента. Например, часть осажденного материала, находящаяся в контакте с поступающими выработанными жидкостями, (такие как верхний слой осадка), подвергается действию водной фазы, которая постепенно разрушает стенки микрокапсул и проникает к очищающему агенту, содержащемуся внутри капсул и выносит его с потоком получаемой жидкости. Для предотвращения очень быстрого развития этого процесса и сохранения осажденных в микрокапсулах веществ готовят капсулы с удельным весом, существенно большим, чем у воды или поступающего потока жидкости. Вообще говоря, микрокапсулы настоящего изобретения предпочтительно должны иметь удельный вес примерно от 1,3 до 2,6. Когда поток жидкости является водой, соляным раствором или смесью нефти и соляного раствора, предпочтительно, чтобы материал микрокапсул обладал удельным весом примерно от 1,5 до 1,8.
Необходимо для стенок микрокапсул ингредиенты, несмешивающийся с водой растворитель, и очищающий агент, не объединяются, чтобы получить микрокапсулы с необходимым, относительно высоким удельным весом, следовательно, существенным компонентом микрокапсул должен быть агент для увеличения веса. Так как капсулы имеют микронные размеры (например, 30 - 40 мкм в диаметре), агент для увеличения веса должен быть в виде очень тонко раздробленного материала, такого как тонкоразмолотый порошок. Например, можно использовать порошки со средним размером частиц менее 10 мкм, особенно предпочтительны порошки со средним диаметром частиц около 1 - 3 мкм.
При том, что в качестве агента для увеличения веса можно использовать любые тонкораздробленные материалы, предпочтительными являются соединения металлов, такие как соли металлов, окислы или гидроокиси. Особенно подходящими являются соединения поливалентных металлов вследствие высокого удельного веса таких соединений и обычно низкой растворимости в воде. Например, такие соединения поливалентных металлов включают сульфат бария, окись свинца, окись цинка, хлорид свинца, сульфид железа и др. Однако, можно использовать и другие соединения металлов. Соединения металлов должны иметь удельный вес, по крайней мере 2,5, предпочтительно - 3,0. Особенно подходящими являются соединения металлов, имеющие удельный вес в диапазоне примерно от 4,5 до 10,0. Должно быть понятно, что можно использовать многие соединения металлов или полиметаллические соединения. Наиболее эффективно можно использовать, в основном, соединения металлов с относительно низкой растворимостью в воде, так как, при этом мало количество потерь в водной фазе. Например, подходящими являются соединения металлов с максимальной растворимостью в воде менее 1% при 25oC, а предпочтительны соединения с растворимостью ниже 0,5%. Однако можно использовать и соединения металлов с большей растворимостью.
Соединения для увеличения веса, находящиеся в виде тонкораздробленного порошка, легко можно включить в материалы капсул. Одним удобным способом является смешивание тонкораздробленного порошка с эмульсией типа "масло в воде" перед образованием защитной коллоидной пленки вокруг диспергированных капелек. Тонко раздробленный порошок имеет тенденцию действовать как вспомогательный агент для увеличения веса и, следовательно, имеет тенденцию собираться на поверхностях между диспергированными капельками и непрерывной водной фазой. Когда вокруг капелек образуются пленки макроколлоида, агент для увеличения веса задерживается на промежуточной поверхности и удерживается в капсулах. Если желательно дополнительно диспергировать агент для увеличения веса внутри самих капелек, это можно осуществить способом, (патент США N 3666678, Mosier and Tippett, 30.05.72). Посредством этой отдельной процедуры можно включить в капсулированный материал максимальное количество агента для увеличения веса. Однако, любое капсулирование с коацервацией описанного типа, проводимое в присутствии тонкораздробленного соединения металла, будет давать включение в капсулы значительного количества соединения и, следовательно, увеличивать вес капсул.
Капсулы могут содержать меньшее или большее количество агента для увеличения веса в зависимости от требуемого окончательного веса капсул. Например, капсулы могут содержать от 5 до 75 вес.% агента для увеличения веса. Однако для большинства задач, капсулы обычно должны содержать по крайней мере около 10%, но не более 50% агента для увеличения веса. Меньшие количества агента для увеличения веса обычно не дают существенного вклада в требуемое увеличение веса, в то время как большие количества могут осложнять включение требуемого количества несмешивающегося с водой растворителя и содержащегося в нем очищающего агента.
Следуя описанной далее процедуре, можно легко получить композиции для микрокапсул, имеющие удельный вес в диапазоне примерно 1,3 - 2,0. Для применения на нефтяных месторождениях, где сталкиваются с соляными растворами, имеющие удельный вес свыше 1,2 - 1,3, предпочтительно, чтобы микрокапсулы имели уд. вес. выше 1,5, например, в диапазоне от 1,5 до 1,8. Когда необходимо получить такие результаты, в эмульсию можно включить избыток агента для увеличения веса. Количество, которое будет включено в композицию микрокапсул, ограничено протяженностью межповерхностной площади между капельками и жидкой фазой. Следовательно, избыток агента для увеличения веса, который не попал в капельки или не растворился в водном растворе, остается суспендированным в супернатантном (всплывающем) водном растворе, и его можно отделить. Например, можно использовать примерно от 0,5 до 1,5 частей агента для увеличения веса на одну весовую часть диспергированной фазы (несмешивающийся с водой растворитель и очищающий агент). Когда агент для увеличения веса имеет щелочную природу, эмульсию можно поддерживать при изменении pH до кислых значений без изменения требуемых функций агента для увеличения веса до тех пор, пока совместим получаемый продукт. Однако, должно быть понятно, что такая модификация зависит от специфического применения микрокапсулированного материала. Обычно, однако, не требуется применять полностью нерастворимый агент для увеличения веса, такой как порошок металла, подобный порошкообразному железу или свинцу.
Химические вещества нефтяных месторождений. Необходимо понимать, что в микрокапсулы с увеличенным весом настоящего изобретения можно включать разнообразные химические вещества нефтяных месторождений, особенно, агенты для обработки нефтяных скважин. Необходимо, чтобы очищающий (обрабатывающий) агент диспергировался в несмешивающемся с водой растворителе. Очищающий агент можно либо суспендировать, либо растворять в растворителе, и он может быть либо в основном нерастворимым, либо растворимым в воде. Когда поток получаемый жидкости является преимущественно водной средой, очищающий агент преимущественно имеет высокую степень диспергируемости в воде, либо является водорастворимым. Однако, текущий поток или другая водная среда может также содержать другую фазу, такую как масло, и очищающий агент может быть частично растворимым в этом другой фазе.
Несмешивающийся с водой "носитель" растворитель предпочтительно является инертным растворителем, который не действует на макроколлоиды или не вызывает их старение, и очищающий агент должен быть стабильным в растворителе. При этом, что можно использовать очень разнообразные органические растворители, растворитель должен быть, по крайней мере, частично несмешиваемым с водной фазой в условиях процесса, делая возможным образование диспергированной фазы органического растворителя, содержащей химическое вещество масляной природы. Для большинства целей, особенно желателен масляный растворитель, такой как углеводородная нефть. Например, особенно подходящим является углеводородный растворитель, такой как керосин. Можно использовать другие углеводородные растворители, подобные дизельному топливу. В некоторых приложениях полезны другие алифатические или ароматические растворители, включая их смеси (патент США N 3574132). Должно быть ясно, что выбор конкретного растворителя не является критичным, хотя масляные растворители особенно желательны, когда химическое вещество масляной природы растворимо в масле или когда необходимо ввести такое вещество в поток или другую водную среду, содержащую в масляную фазу.
Химические вещества, используемые при добыче нефти, включают такие материалы как:
1) ингибиторы коррозии для предотвращения коррозионного действия на металлы нефтедобывающего оборудования, такие как соли жирных аминов, амидоамины, имидазолины, соли диамина, полярные органические соединения и соединения четвертичного аммония, например, катионные поверхностно-активные вещества;
2) диспергирующие агенты, которые действуют как растворяющие агенты для парафина, например, неионные и анионные поверхностно-активные вещества;
3) модификаторы, изменяющие температуру застывания, для ингибирования отложения парафиновых материалов в насосно-компрессорных трубах и движущихся частях оборудования, обычно, полимеры с длинной цепью и/или поверхностно-активные материалы;
4) химические соединения, разбивающие эмульсии, для ускорения разделения получаемой воды из сырой нефти, такие как фенолформальдегидсульфонат, алкилфенол этоксилаты, диэпоксиды, сульфонаты, эфиры смол и полигликоли; и
5) кислоты или кислые соли, такие как муравьиная кислота и сульфаминовая кислота для растворения образований, содержащих карбонат кальция.
1) ингибиторы коррозии для предотвращения коррозионного действия на металлы нефтедобывающего оборудования, такие как соли жирных аминов, амидоамины, имидазолины, соли диамина, полярные органические соединения и соединения четвертичного аммония, например, катионные поверхностно-активные вещества;
2) диспергирующие агенты, которые действуют как растворяющие агенты для парафина, например, неионные и анионные поверхностно-активные вещества;
3) модификаторы, изменяющие температуру застывания, для ингибирования отложения парафиновых материалов в насосно-компрессорных трубах и движущихся частях оборудования, обычно, полимеры с длинной цепью и/или поверхностно-активные материалы;
4) химические соединения, разбивающие эмульсии, для ускорения разделения получаемой воды из сырой нефти, такие как фенолформальдегидсульфонат, алкилфенол этоксилаты, диэпоксиды, сульфонаты, эфиры смол и полигликоли; и
5) кислоты или кислые соли, такие как муравьиная кислота и сульфаминовая кислота для растворения образований, содержащих карбонат кальция.
Включают также:
6) ингибиторы образования накипи для предотвращения отложения накипи в стволе скважины и образования фосфатов, полиакрилатов и эфиров фосфорной кислоты;
7) бактерицидные вещества, такие как соединения четвертичного аммония, и альдегиды, такие как соли коконаталкилтриметиламмония и глутаральдегид; и
8) химикаты для обработки асфальтенов, такие как алкилфенолэтоксилаты и алифатические полиэфиры.
6) ингибиторы образования накипи для предотвращения отложения накипи в стволе скважины и образования фосфатов, полиакрилатов и эфиров фосфорной кислоты;
7) бактерицидные вещества, такие как соединения четвертичного аммония, и альдегиды, такие как соли коконаталкилтриметиламмония и глутаральдегид; и
8) химикаты для обработки асфальтенов, такие как алкилфенолэтоксилаты и алифатические полиэфиры.
Можно использовать все перечисленные выше и любые другие химические реагенты, которые находят применение в стволе нефтяной скважины.
Далее представлен список основных типов химических реагентов, применяемых при добыче нефти.
1. Ингибиторы образования накипи: типы фосфиновой кислоты, такие как Monsanto's Deguest 2000, Deguest 2006, Deguest 2010, Deguest 2016, Deguest 2054; Mayo Chemical's Mayoguest 1320; Buchman Phos 2 u BL-2004; Champion's Product u Product 78; Lonza's Unihib 305 u Unihib 1704.
Химические и физические свойства Deguest 2000 и 2006 приведены далее:
DEQUEST® 200 фосфонат (Кислота)
Структура
Молекулярный вес: 299
Химическое название: аминотри (метиленфосфиновая кислота)
Аббревиатура: АТМР
Название для Chemical Abctracts: фосфиновая кислота- Phosphanic acid: нитрилотрис - nitrilotris; (метилен)три-(methylene)tri-
Химическая форма: водный раствор
Структурно-групповой анализ: 50% (в виде кислоты)
Содержание активного компонента:
Цвет: светло-желтый
уд. вес: 1,3
20/15
pH 1% раствора твердого вещества при 25oC: < 2
Железо в виде Fe < 35 ppm
Хлорид (Cl): < 1%
Вязкость (cps):
при 20oC - 36,5
при 60oC - 15,0
Вязкость (cps):
при 20oC - 11,08
при 40oC - 6,10
при 60oC - 3,85
DEQUEST® 2006 фосфонат (соль натрия)
Структура
Молекулярный вес: 409
Химическое название: пентанатриевая соль аминотри(метиленфосфинофой кислоты)
Аббревиатура: Na5АТМР
Название для Chemical Abstracts:
Химическая форма: водный раствор
Структурно-групповой анализ: 30% (в виде кислоты)
Содержание активного компонента 40% (в виде Na5 соли)
Цвет: желтый
Уд. вес: 1,4
20/15
pH 1% раствора твердого вещества при 25oC: 10 - 11
Железо в виде Fe < 35 ppm
Хлорид (Cl): < 1%
Вязкость (cps):
при 20oC - 204
при 60oC - 21
Вязкость (cps):
при 20oC - 57,51
при 40oC - 17,37
при 60oC - 7,66
2. Ингибиторы образования накипи: типа эфиров фосфорной кислоты, такие как BASF'S Pluradyne SI-70; Champion's Product 81; и Witco's SI-3065.
DEQUEST® 200 фосфонат (Кислота)
Структура
Молекулярный вес: 299
Химическое название: аминотри (метиленфосфиновая кислота)
Аббревиатура: АТМР
Название для Chemical Abctracts: фосфиновая кислота- Phosphanic acid: нитрилотрис - nitrilotris; (метилен)три-(methylene)tri-
Химическая форма: водный раствор
Структурно-групповой анализ: 50% (в виде кислоты)
Содержание активного компонента:
Цвет: светло-желтый
уд. вес: 1,3
20/15
pH 1% раствора твердого вещества при 25oC: < 2
Железо в виде Fe < 35 ppm
Хлорид (Cl): < 1%
Вязкость (cps):
при 20oC - 36,5
при 60oC - 15,0
Вязкость (cps):
при 20oC - 11,08
при 40oC - 6,10
при 60oC - 3,85
DEQUEST® 2006 фосфонат (соль натрия)
Структура
Молекулярный вес: 409
Химическое название: пентанатриевая соль аминотри(метиленфосфинофой кислоты)
Аббревиатура: Na5АТМР
Название для Chemical Abstracts:
Химическая форма: водный раствор
Структурно-групповой анализ: 30% (в виде кислоты)
Содержание активного компонента 40% (в виде Na5 соли)
Цвет: желтый
Уд. вес: 1,4
20/15
pH 1% раствора твердого вещества при 25oC: 10 - 11
Железо в виде Fe < 35 ppm
Хлорид (Cl): < 1%
Вязкость (cps):
при 20oC - 204
при 60oC - 21
Вязкость (cps):
при 20oC - 57,51
при 40oC - 17,37
при 60oC - 7,66
2. Ингибиторы образования накипи: типа эфиров фосфорной кислоты, такие как BASF'S Pluradyne SI-70; Champion's Product 81; и Witco's SI-3065.
3. Ингибиторы образования накипи или диспергирующие агенты типа полиакрилата и полиакриламида, такие как серии Johnston Polymer J-Poly; National Starch's Aguatreat 655, Aguatreat 700 и AR-978, и Baker's Polimer 214.
4. Ингибиторы образования накипи для контроля отложений, полисульфированные поликарбоксилаты, такие как National Starch's Versa-TL4.
5. Ингибиторы коррозии: имидазолины и амидоамины, такие как BASF's' Pluradyne CI-1019 и CI-1020; Witco's Wetcamine 209; и Jetco's WT-3276, CI-3224 и CI-3254.
6. Подсаливающие агенты для ингибирования коррозии: димеры-тримеры солей кислот, такие как Union Camp's Century D-75; Henkel's Versatryme 213; и Westvaco's DTC-195 и Tenax 2010.
7. Поверхностно-активные соединения противокоррозионного и биоцидного действия: соединения четвертичного аммония, такие как Jetco's Jet Quat Серии алифатический три-метил-, ди-алифатический-ди-метил- и ди-четвертичный хлориды четвертичного аммония и четвертичные алкилпиридины, такие как Champion Product 59.
8. Поверхностно-активные соединения противокоррозионного и биоцидного действия: первичные, вторичные и третичные амины, такие как получаемые от Jetco, включая Jet Amine PC, Jet Amine PS и PT, и Jet Amine DMCD.
9. Химические реагенты для ограничения присутствия твердых отложений углеводородов, таких как парафины и асфальтены, включая парафиновые дисперсанты и ингибиторы реагенты включающие вещества, диспергирующие парафины, и ингибиторы, например, растворители и модификаторы кристаллов парафинов, такие как Jet Base PT-3199.
10. Реагенты, выносящие H2S и O2, такие как щелочи, нитриты, формалин и сульфиты.
11. Деэмульгаторы.
12. Биоциды.
13. Стабилизаторы глины.
14. Поверхностно-активные вещества, включая пенообразующие агенты, такие как Jet Foam MF-450.
15. Подкисляющие агенты и взаимные растворители (mutual solvents).
Как указано ранее, данное изобретение имеет особое применение для капсулирования и использует химические вещества нефтяных месторождений, обладающие свойствами ингибирования образования накипи, или ингибирования коррозии, или биоцидными, например, бактерицидными, свойствами. Более подробно, желательно, чтобы продукт, заключенный в капсулы и содержащий ингибитор коррозии, обладал свойствами ингибирования коррозии при нанесении на поверхность металла, такую как металлическая поверхность из железа (II). Также, когда необходимы биоцидно/бактерицидные свойства, реагент обычно должен быть водорастворимым и должен демонстрировать бактерицидные свойства в водном растворе.
Соединения азота, которые являются бактерицидными, включают такие соединения, которые содержат по крайней мере один атом азота и, по крайней мере, одну алифатическую цепь с 12 - 22 атомами углерода, такую как алифатические цепи, получаемые из природных жиров и масел. Например, алифатическая цепь предпочтительно должна содержать от 12 до 18 атомов углерода, когда ее получают из наиболее обычных животных или растительных масел. Алифатические амины, такие как первичные амины, или алифатические диамины, являются особенно предпочтительными, хотя азот соединения может быть в форме первичного амина, вторичного амина, третичного амина, диамина или четвертичного амина. Специфическим примером бактерицидного агента является кокосовый аминацетат, или кокосовый диаминацетат (cocodiamine acetate).
В качестве ингибитора коррозии можно применять гидроксамовые кислоты, такие как олеилгидроксамовая кислота. Особенно подходящим ингибитором коррозии для применения в нефтяных скважинах является триметилендиаминдинафтенат из говяжьего жира. Другими специфическими примерами ингибиторов коррозии и/или бактерицидных агентов являются кокосовый диаминадипинат, триметилалкиламмонийхлорид или диметилдиалкиламмонийхлорид, где алкильные группы получены из природных источников жира, таких как говяжий жир, кокосовое масло или хлопковое масло. Можно также использовать циклические соединения азота, такие как соединения имидазолина, особенно четвертичные имидазолины.
Другими примерами бактерицидных агентов, которые можно использовать, являются глутаральдегид, формальдегид, 2-бром-2-нитропропан-1,3-диол, который продает Jnolex Chemicals под торговой маркой Bronopol, и смесь 5-хлор-2-метил-4-изотиазолин-3-она и 2-метил-4-изотиазолин-3-она, которую продает Rohm and Haas Company под торговой маркой Kathon CG/ICP. Обычное содержание бактерицидных агентов в данных композициях составляет примерно от 1 до 1000 ppm от веса композиции.
Количество химического реагента, применяемого при добыче нефти, и включенного в микрокапсулы, может быть менее 5% от веса микрокапсул и может составлять до более 80 вес.%, предпочтительно - примерно от 5 до 25%.
Микрокапсулы обычно используют суспендированными в виде суспензии при содержании от 10 до 80%, предпочтительно, примерно от 20 до 75%, более предпочтительно, примерно от 30 до 50%, в солевой всплывающей жидкости применяемой для образования микрокапсул. Эту концентрированную суспензию вводят в скважину. Как только микрокапсулы образованы, смеси различных капсулированных химических веществ могут быть предварительно смешаны для облегчения работы на месторождении. Особенно полезны смеси, по крайней мере, двух ингибиторов образования накипи, ингибиторов коррозии и/или биоцидных препаратов.
Обработка нефтяных скважин. Существует ряд преимуществ использования микрокапсулированных химических реагентов. Первым преимуществом является возможность продлить обработку на некоторый период времени, чтобы избежать необходимости многократных обработок. Также, при использовании для обработки скважины двух или более химических реагентов капсулированные формы последних можно смешивать без потерь продукта или избегая неудач вследствие преждевременных реакций. Так как капсулированное вещество растворяется внизу, различные химические реагенты начинают работать там, где они и должны эффективно действовать.
Другие преимущества использования микрокапсулированных химических реагентов - это более продолжительный остаточный эффект химической обработки, более безопасное обращение с химическими реагентами, более простое оборудование, необходимое для обработки скважин, меньшая цена вследствие более эффективного контроля и меньшее потребление реагентов.
Обычно микрокапсулы, содержащие химические реагенты, применяемые на нефтяных месторождениях, вводят в ствол нефтяной скважины и/или в подземные образования в обрабатывающей жидкости, которая может включать, например, воду, масло, ксилол, толуол, соляные растворы, эмульсии "вода в масле" или "масло в воде". Необходимое для успешной обработки скважины количество используемого на месторождении химиката варьируется в широких пределах. Однако в большинстве случаев для успешной обработки требуется примерно от 10 до 100 кг химического препарата на 100 баррелей обрабатывающей жидкости. В данном описании все проценты, отношения и части являются весовыми, если не указано отдельно.
Пример 1. Капсула ингибитора образования накипи.
К 126,7 г воды добавляют 23,8 г кристаллов диаммонийсульфата и 47,5 г 35 - 45% раствора соли аминополикарбоновой кислоты (тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - "Tetra-Sodium EDTA") и перемешивают до гомогенности. Это раствор A.
К 48,6 г воды добавляют 2,34 г желатина типа B 225 и растворяют желатин при 140oГ (60,0oC). Затем добавляют 18,75 г сульфата бария (или другого соединения тяжелого металла для увеличения веса, такого как окись свинца или окись железа). При перемешивании, достаточном для получения полного диспергирования, добавляют 10,5 г основания, ингибирующего образование накипи (UNIHIB 1704, полигекселенполиаминополиметиленфосфиновая кислота). Затем добавляют 1,17 г диэтилентриамина и 1,17 г раствора соляной кислоты. К этой смеси добавляют комбинацию 11,56 г первичного кокосового амина (coco amine, JET AMINE PC) и 4,9 г углеводородов нефти с цепочками от 0 до 16 углеродов (керосин). Соляной кислотой регулируют pH этой эмульсии до значения 2,9-4,2. Это раствор B. Раствор B и A объединяют при перемешивании, получая требуемые активные микрокапсулы коацервата, которые оседают на дно в виде свободно диспергируемой суспензии.
Пример 2. Капсула ингибитора коррозии.
K 99,9 г воды добавляют 18,7 г диаммонийсульфата и 50,8 г аминополикарбоновой кислоты (VERSENE 100). Тщательно смешивают и обозначают как раствор A. В другом сосуде объединяют 91,4 г воды, 3 г желатина типа B 225, 18,1 г сульфата бария и 16,8 г амидоаминного концентрата ингибирования коррозии (JET BASE CI 3220) при перемешивании, необходимом для получения гомогенной эмульсии. Доводят pH до значения 2,9 - 4,2, добавляя 1,3 г соляной кислоты, и обозначают смесь как раствор B. Растворы B и A объединяют при перемешивании, получая требуемые активные микрокапсулы коацервата, которые опускаются на дно в виде свободно диспергируемой суспензии. Микрокапсулы составляют примерно от 20 до 40% смеси.
Пример 3. Капсула фосфорного эфира, ингибирующего образование накипи.
К 125,5 г воды добавляют 24,95 г кристаллов диаммонийсульфата и 47,5 г 39% раствора тетранатриевой соли EDTA; перемешивают до гомогенности. Это раствор A. Готовят устойчивую эмульсию, смешивая вместе следующие вещества: 48,6 г воды, 2,34 г желатина типа B 225, 18,75 г барита (barite), 10,55 г эфира фосфорной кислоты (BASF PLURADYNE SI - 70), 0,55 г диэтилентриамина, 0,62 г воды, 2,85 г соляной кислоты, 16,6 г комбинации 70% Jet Amine PC и 30% керосина. Эта эмульсия является раствором B. Объединяют растворы A и B при перемешивании для образования свободно диспергируемых микрокапсул, которые оседают на дно. Микрокапсулы составляют примерно от 20 до 50% смеси.
Указанные выше композиции готовят, используя соотношение сульфата аммония (20% раствор) и тетранатриевой соли EDTA (23% раствор) примерно от 90: 10 до 50: 50. Указанные выше микрокапсулы готовят также со следующими аминополикарбоновыми кислотами: VERSENE 100, VERSENE 80, VERSENE 120 и VERSENE Tetraanymonium EDTA. Предпочтительным стабилизатором является VERSENE 100.
Микрокапсулы готовят со следующими ингибиторами образования накипи: ATMP и DETA фосфонатами.
Когда микрокапсулы описанных выше примеров помещают в соляные растворы, содержащие примерно 20000 мг/1 ppm хлоридионов, наблюдают небольшую мутность или не наблюдают ее совсем, демонстрируя устойчивость по крайней мере в течение месяца. Когда микрокапсулы, полученные описанными выше способами, но без аминополикарбоновой кислоты (сильного хелатирующего агента), помещают в такой же соляный раствор, немедленно наблюдают мутность, что указывает на недостаточную стабильность.
Готовят смесь 50: 50 суспензии примера 2 и суспензии примера 3. Аналогично, готовят смеси 50:50 биоцидных микрокапсул с микрокапсулами каждого из примеров 2 и 3. Также готовят смесь 1:1:1 ингибитора коррозии, ингибитора образования накипи и биоцидных микрокапсул.
Claims (15)
1. Микрокапсулы, содержащие химический реагент для применения на нефтяных месторождениях и стенки, включающие желатин, и стабилизированные эффективным количеством сильного хелатирующего агента, отличающиеся тем, что они содержат около 5 - 80% указанного химического реагента, выбранного из группы, содержащей ингибитор образования накипи, ингибитор коррозии, биоцидный агент, реагент для ограничения присутствия твердых углеводородов, реагент, уносящий H2S и/или О2, деэмульгатор, стабилизатор глины, поверхностно-активное вещество, подкисляющий агент, их смеси.
2. Микрокапсулы по п.1, отличающиеся тем, что они дополнительно содержат агент для увеличения веса в количестве около 5 - 75%.
3. Микрокапсулы по п.2, отличающиеся тем, что они содержат в качестве агента для увеличения веса соль бария.
4. Микрокапсулы по п.2 или 3, отличающиеся тем, что они содержат агент для увеличения веса в количестве около 10 - 50%.
5. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 4, отличающиеся тем, что сильный хелатирующий агент присутствует в количестве около 2 - 14% и его выбирают из группы, состоящей из:
1) веществ, имеющих общую формулу
R5-[О-СН(СООН)СН(СООН)]nR5,
где R5 выбирают из группы, состоящей из Н и ОН, а n равно примерно 2 - 3;
2) веществ, имеющих формулу
где R выбирают из группы, состоящей из
-СН2СН2СН2ОН;
-СН2СН(ОН)СН3;
-СН2СН(ОН)СН2ОН;
-СН(СН2ОН)2;
-СН3;
-СН2СН2ОСН3;
-СН2СН2СН2ОСН3;
-С(СН2ОН)3; их смеси,
3) нитрилотриуксусной кислоты; 4) этилендиамин-и полиэтилендиаминполиуксусных кислот и 5) их смесей.
1) веществ, имеющих общую формулу
R5-[О-СН(СООН)СН(СООН)]nR5,
где R5 выбирают из группы, состоящей из Н и ОН, а n равно примерно 2 - 3;
2) веществ, имеющих формулу
где R выбирают из группы, состоящей из
-СН2СН2СН2ОН;
-СН2СН(ОН)СН3;
-СН2СН(ОН)СН2ОН;
-СН(СН2ОН)2;
-СН3;
-СН2СН2ОСН3;
-СН2СН2СН2ОСН3;
-С(СН2ОН)3; их смеси,
3) нитрилотриуксусной кислоты; 4) этилендиамин-и полиэтилендиаминполиуксусных кислот и 5) их смесей.
6. Микрокапсулы по п.5, отличающиеся тем, что сильный хелатирующий агент выбирают из группы, состоящей из
1) веществ, имеющих формулу
где R выбирают из группы, состоящей из
-СН2СН2СН2ОН;
-СН2СН(ОН)СН3;
-СН2СН(ОН)СН2ОН;
-СН(СН2ОН)2;
-СН3;
-СН2СН2ОСН3;
-СН2СН2СН2ОСН3;
-С(СН2ОН)3; их смеси,
2) нитрилотриуксусной кислоты; 3) этилендиамин- и полиэтилендиаминполиуксусных кислот и 4) их смесей.
1) веществ, имеющих формулу
где R выбирают из группы, состоящей из
-СН2СН2СН2ОН;
-СН2СН(ОН)СН3;
-СН2СН(ОН)СН2ОН;
-СН(СН2ОН)2;
-СН3;
-СН2СН2ОСН3;
-СН2СН2СН2ОСН3;
-С(СН2ОН)3; их смеси,
2) нитрилотриуксусной кислоты; 3) этилендиамин- и полиэтилендиаминполиуксусных кислот и 4) их смесей.
7. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 6, отличающиеся тем, что сильный хелатирующий агент присутствует в количестве около 3 - 12%.
8. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 7, отличающиеся тем, что сильный хелатирующий агент присутствует в количестве около 5 - 10%.
9. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 8, отличающиеся тем, что стенки, включающие желатин, образованы его осаждением по крайней мере одной солью, выбранной из группы, содержащей сульфат натрия и сульфат аммония.
10. Микрокапсулы по п.9, отличающиеся тем, что выбирают одну соль из указанной группы.
11. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 10, отличающиеся тем, что указанный химический реагент для применения на нефтяных месторождениях является либо ингибитором образования накипи, ингибитором коррозии, биоцидным агентом, реагентом для ограничения присутствия отложений твердых углеводородов, либо поверхностно-активным веществом.
12. Микрокапсулы по любому из пп.1 - 11, отличающиеся тем, что они являются смесью по крайней мере двух различных микрокапсул, каждая из которых содержит разные химические реагенты для применения на нефтяных месторождениях.
13. Микрокапсулы по п.12, отличающиеся тем, что каждая из них содержит по крайней мере два указанных химических реагента, выбранных из группы, содержащей ингибитор коррозии, ингибитор образования накипи, биоцидный агент.
14. Композиция, включающая суспензию микрокапсул в всплывающей жидкости, используемой для образования микрокапсул, отличающаяся тем, что она содержит микрокапсулы по любому из пп.1 - 13 в количестве около 10 - 80%.
15. Способ обработки нефтяных скважин, предусматривающий применение микрокапсул по любому из пп.1 - 13 в эффективном количестве для обеспечения обработки в присутствии высокого содержания соляного раствора и/или тяжелых металлов в течение по крайней мере одного месяца.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/878,940 | 1992-05-05 | ||
US07/878,940 US5922652A (en) | 1992-05-05 | 1992-05-05 | Microencapsulated oil field chemicals |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94046082A RU94046082A (ru) | 1998-02-20 |
RU2111049C1 true RU2111049C1 (ru) | 1998-05-20 |
Family
ID=25373127
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94046082A RU2111049C1 (ru) | 1992-05-05 | 1993-05-03 | Микрокапсулы, композиция на их основе и способ обработки нефтяных скважин |
Country Status (18)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5922652A (ru) |
EP (1) | EP0639240B1 (ru) |
JP (1) | JPH07506408A (ru) |
KR (1) | KR950701406A (ru) |
AT (1) | ATE149237T1 (ru) |
AU (1) | AU674850B2 (ru) |
BR (1) | BR9306321A (ru) |
CA (1) | CA2134980C (ru) |
CZ (1) | CZ270394A3 (ru) |
DE (1) | DE69308297D1 (ru) |
FI (1) | FI945196A (ru) |
HU (1) | HUT70884A (ru) |
MY (1) | MY108854A (ru) |
NO (1) | NO311736B1 (ru) |
NZ (1) | NZ252502A (ru) |
RU (1) | RU2111049C1 (ru) |
SK (1) | SK132294A3 (ru) |
WO (1) | WO1993022537A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2581427C2 (ru) * | 2011-03-16 | 2016-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях |
Families Citing this family (101)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE4236145A1 (de) * | 1992-10-27 | 1994-04-28 | Semperlux Gmbh | Digitales 2-Stufen-Spar-EVG |
DE69426970T2 (de) * | 1993-11-27 | 2001-09-13 | Aea Technology Plc Didcot | Verfahren zur Behandlung einer Ölquelle |
DE29600973U1 (de) * | 1996-01-20 | 1996-03-21 | ITW Befestigungssysteme GmbH, 58642 Iserlohn | Befestigungsmittel für hochfeste Verbindung mit einem Untergrund |
GB9611422D0 (en) * | 1996-05-31 | 1996-08-07 | Bp Exploration Operating | Coated scale inhibitors |
US6126872A (en) * | 1998-01-27 | 2000-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated drag reducing agents |
US6207620B1 (en) * | 1999-06-04 | 2001-03-27 | Texaco Inc. | Use of encapsulated acid in acid fracturing treatments |
EP1278937A1 (en) * | 2000-04-07 | 2003-01-29 | Sofitech N.V. | Scale removal |
US6444316B1 (en) | 2000-05-05 | 2002-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated chemicals for use in controlled time release applications and methods |
WO2001094744A1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-12-13 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
US7360593B2 (en) * | 2000-07-27 | 2008-04-22 | Vernon George Constien | Product for coating wellbore screens |
US6866797B1 (en) | 2000-08-03 | 2005-03-15 | Bj Services Company | Corrosion inhibitors and methods of use |
WO2002012674A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-14 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
GB0028268D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
GB0028269D0 (en) | 2000-11-20 | 2001-01-03 | Norske Stats Oljeselskap | Well treatment |
US6767868B2 (en) * | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Bj Services Company | Breaker system for fracturing fluids used in fracturing oil bearing formations |
US6702022B2 (en) * | 2001-06-20 | 2004-03-09 | Gennady V. Kattsyn | Method and device to reduce asphaltene and paraffin accumulations in wells |
US6841593B2 (en) | 2001-07-05 | 2005-01-11 | Baker Hughes Incorporated | Microencapsulated and macroencapsulated drag reducing agents |
US6723683B2 (en) | 2001-08-07 | 2004-04-20 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Compositions for controlled release |
US6761220B2 (en) | 2002-02-01 | 2004-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment of a well with an encapsulated liquid and process for encapsulating a liquid |
GB0213599D0 (en) | 2002-06-13 | 2002-07-24 | Bp Exploration Operating | Process |
US7135440B2 (en) * | 2002-08-20 | 2006-11-14 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
US7994103B2 (en) * | 2002-08-20 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of chemicals and composition useful for practicing same |
US7473467B2 (en) * | 2002-09-03 | 2009-01-06 | Firmenich Sa | Preparation of microcapsules |
AU2002361719A1 (en) * | 2002-09-13 | 2004-04-30 | Kkg Group Llc | Reducing paraffin, asphaltene, and hydrate accumulations in wells |
US20040110877A1 (en) * | 2002-12-06 | 2004-06-10 | Becker Harold L. | Suspension comprising multiple surface active agents for treating oilfield fluids and gases and a method of making and using the same |
US20050072570A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Lehman Lyle Vaughan | Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices |
US7204312B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
US7156174B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Contained micro-particles for use in well bore operations |
US7036586B2 (en) * | 2004-01-30 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions |
US10335757B2 (en) * | 2004-03-05 | 2019-07-02 | Specialty Earth Sciences | Process for making environmental reactant(s) |
US7431849B1 (en) * | 2004-03-05 | 2008-10-07 | Specialty Earth Sciences Llc | Encapsulated reactant and process |
US7491682B2 (en) * | 2004-12-15 | 2009-02-17 | Bj Services Company | Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales |
US8324286B2 (en) * | 2005-11-21 | 2012-12-04 | Matsumoto Yushi-Seiyaku Co., Ltd. | Heat-expandable microspheres, method for producing the same, and application thereof |
US8183184B2 (en) * | 2006-09-05 | 2012-05-22 | University Of Kansas | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
US7772160B2 (en) * | 2006-09-06 | 2010-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Method for controlled placement of additives in oil and gas production |
US9120963B2 (en) * | 2006-11-08 | 2015-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed water-swelling materials and methods of use |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8490698B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8490699B2 (en) * | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US7703527B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
CN100560682C (zh) * | 2007-12-27 | 2009-11-18 | 大庆石油学院 | 一种井底沉降式防垢防蜡剂 |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
US8393395B2 (en) * | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
US9290689B2 (en) * | 2009-06-03 | 2016-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated tracers |
US7833947B1 (en) | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US20110036582A1 (en) * | 2009-08-14 | 2011-02-17 | Ladva Hemant K | Solid incorporated reversible emulsion for a fracturing fluid |
GB2476057B (en) | 2009-12-09 | 2012-05-30 | Schlumberger Holdings | Electro-chemical sensor |
US8596354B2 (en) | 2010-04-02 | 2013-12-03 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of tracers used in hydrocarbon wells |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US9010430B2 (en) | 2010-07-19 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of using shaped compressed pellets in treating a well |
US10822536B2 (en) | 2010-07-19 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well |
US9976070B2 (en) | 2010-07-19 | 2018-05-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8757264B2 (en) | 2010-08-30 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Viscous wellbore fluids |
BR112013009946B1 (pt) * | 2010-10-25 | 2019-04-30 | Stepan Company | Composição de sulfobetaina, betaina ou amônio quaternário, derivado; formulação de glifosato, composição de herbicida solúvel em água ou composição antimicrobiana, limpador de superfície áspera, formulação de detergente para vestuário sujo, xampu ou condicionador de cabelo ou produto de limpeza pessoal ou sabonete, inibidor de corrosão, dispersante de parafina, espumante de poço de gás, espumante, aditivo de espuma ou dispersante e emulsificante aniônico para composições agrícolas |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US8664168B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of using composites in the treatment of wells |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
CA2838299A1 (en) * | 2011-06-13 | 2012-12-20 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Improved corrosion resistance when using chelating agents in chromium-containing equipment |
US20130029883A1 (en) * | 2011-07-29 | 2013-01-31 | Cesi Chemical, Inc. | Gas generating system for stimulation and deliquification |
CA2855741C (en) | 2011-11-23 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US8887805B2 (en) * | 2012-10-30 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods related to mitigating aluminum and ferric precipitates in subterranean formations after acidizing operations |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
CZ304516B6 (cs) * | 2012-12-28 | 2014-06-11 | Vysoká škola chemicko-technologická v Praze | Způsob protikorozní ochrany zařízení pro těžbu ropy |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
NO340820B1 (no) * | 2013-09-17 | 2017-06-26 | Jupa As | Syreblokk og framgangsmåte for lokal syrebehandling av undersjøisk tilkoplingselement |
US10611983B2 (en) | 2014-05-15 | 2020-04-07 | The George Washington University | Microencapsulation of chemical additives |
WO2015195596A1 (en) | 2014-06-18 | 2015-12-23 | Services Petroliers Schlumberger | Compositions and methods for well cementing |
US9631139B2 (en) | 2014-07-17 | 2017-04-25 | Aramco Services Company | Encapsulation and controlled delivery of strong mineral acids |
RU2667165C2 (ru) | 2014-07-23 | 2018-09-17 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла, и способ его использования |
EP3217793B1 (en) | 2014-11-11 | 2020-09-09 | Council of Scientific & Industrial Research | Microcapsule composition containing watersoluble amine and a process for the preparation thereof |
GB2545613B (en) * | 2014-12-03 | 2022-04-20 | Halliburton Energy Services Inc | Microencapsulation of treatment chemicals for use in subterranean formations |
GB201507480D0 (en) * | 2015-04-30 | 2015-06-17 | Johnson Matthey Plc | Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods |
US10626321B2 (en) | 2015-07-24 | 2020-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microbubbles for heat and/or gas generation in subterranean formations |
CA2986545C (en) | 2015-07-24 | 2019-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microbubbles for treatment chemical delivery in subterranean formations |
US10392887B2 (en) | 2015-11-04 | 2019-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc | Downhole payload release containers, method and system of using the same |
US10526523B2 (en) | 2016-02-11 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Release of expansion agents for well cementing |
WO2017174208A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Slurry comprising an encapsulated expansion agent for well cementing |
US10641083B2 (en) | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
US10413966B2 (en) | 2016-06-20 | 2019-09-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same |
US10647045B1 (en) | 2016-11-03 | 2020-05-12 | Specialty Earth Sciences, Llc | Shaped or sized encapsulated reactant and method of making |
WO2019013799A1 (en) | 2017-07-13 | 2019-01-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | SYSTEM FOR DELIVERING OLEO-SOLUBLE WELL PROCESSING AGENTS AND METHODS OF USE THEREOF |
US11254850B2 (en) | 2017-11-03 | 2022-02-22 | Baker Hughes Holdings Llc | Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents |
US11261705B2 (en) | 2018-08-13 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities |
RU2691409C1 (ru) * | 2019-02-18 | 2019-06-13 | Российская Федерация, от имени которой выступает ФОНД ПЕРСПЕКТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ | Способ получения термостойких ароматических полиэфирэфир- и сополиэфирэфиркетонов с улучшенными физико-механическими характеристиками |
US11525081B2 (en) | 2019-04-29 | 2022-12-13 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Methods of inhibiting corrosion in acid stimulation operations |
US10961444B1 (en) | 2019-11-01 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation |
CN115678524B (zh) * | 2022-10-11 | 2023-10-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种油气井固井用套管防腐复合剂、胶囊及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (26)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2800457A (en) * | 1953-06-30 | 1957-07-23 | Ncr Co | Oil-containing microscopic capsules and method of making them |
NL95044C (ru) | 1953-06-30 | |||
US3118500A (en) * | 1959-04-13 | 1964-01-21 | Texaco Inc | Treatment of underground formations to render them less permeable |
US3159585A (en) | 1961-04-12 | 1964-12-01 | Nat Starch Chem Corp | Method of encapsulating water insoluble oils and product thereof |
US3533958A (en) | 1966-07-22 | 1970-10-13 | Ncr Co | Process for making minute capsules |
US3666678A (en) * | 1968-01-12 | 1972-05-30 | Benjamin Mosier | Process of encapsulating basic nitrogen compounds with acid-precursor gelatin |
US3676363A (en) * | 1969-09-04 | 1972-07-11 | Benjamin Mosier | Production of weighted microcapsular materials |
US3697437A (en) * | 1970-05-27 | 1972-10-10 | Ncr Co | Encapsulation process by complex coacervation using inorganic polyphosphates and organic hydrophilic polymeric material |
US3676373A (en) | 1970-07-20 | 1972-07-11 | Gulf Research Development Co | Detergent compositions |
US3965033A (en) * | 1970-07-27 | 1976-06-22 | Fuji Photo Film Co., Ltd. | Process for the production of oil-containing microcapsules |
US3888689A (en) | 1970-10-01 | 1975-06-10 | Fuji Photo Film Co Ltd | Aqueous printing ink containing perfume-containing microcapsules |
JPS5343152B2 (ru) | 1973-05-28 | 1978-11-17 | ||
JPS5090578A (ru) | 1973-12-13 | 1975-07-19 | ||
JPS5814253B2 (ja) * | 1974-04-10 | 1983-03-18 | カンザキセイシ カブシキガイシヤ | ビシヨウカプセルノ セイゾウホウホウ |
JPS5113387A (ru) | 1974-07-24 | 1976-02-02 | Fuji Photo Film Co Ltd | |
FR2285869A1 (fr) | 1974-09-30 | 1976-04-23 | Anvar | Nouveaux acides iminodiacetiques n-substitues, leur procede de preparation et applications de ces composes en tant qu'agents chelatants ou therapeutiques |
JPS5970652A (ja) | 1982-10-12 | 1984-04-21 | Unitika Ltd | イミノジ酢酸誘導体 |
JPS60100516A (ja) * | 1983-11-04 | 1985-06-04 | Takeda Chem Ind Ltd | 徐放型マイクロカプセルの製造法 |
US4495996A (en) * | 1983-12-01 | 1985-01-29 | Atlantic Richfield Company | Method for scale removal and scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
US5112505A (en) * | 1986-05-15 | 1992-05-12 | Petrolite Corporation | Certain dithiocarbamates and method of use for reducing asphaltene precipitation in asphaltenic reservoirs |
US4769172A (en) | 1986-09-22 | 1988-09-06 | The Proctor & Gamble Company | Built detergent compositions containing polyalkyleneglycoliminodiacetic acid |
US4704233A (en) | 1986-11-10 | 1987-11-03 | The Procter & Gamble Company | Detergent compositions containing ethylenediamine-N,N'-disuccinic acid |
US4915854A (en) | 1986-11-14 | 1990-04-10 | The Procter & Gamble Company | Ion-pair complex conditioning agent and compositions containing same |
US4923645A (en) * | 1987-11-16 | 1990-05-08 | Damon Biotech, Inc. | Sustained release of encapsulated molecules |
US4986354A (en) * | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
US5068042A (en) * | 1990-07-26 | 1991-11-26 | Mobil Oil Corporation | Dissolution of sulfate scales |
-
1992
- 1992-05-05 US US07/878,940 patent/US5922652A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-05-03 HU HU9403179A patent/HUT70884A/hu unknown
- 1993-05-03 KR KR1019940703930A patent/KR950701406A/ko not_active Application Discontinuation
- 1993-05-03 RU RU94046082A patent/RU2111049C1/ru active
- 1993-05-03 SK SK1322-94A patent/SK132294A3/sk unknown
- 1993-05-03 EP EP93910965A patent/EP0639240B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1993-05-03 AU AU42274/93A patent/AU674850B2/en not_active Expired
- 1993-05-03 DE DE69308297T patent/DE69308297D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1993-05-03 JP JP5519554A patent/JPH07506408A/ja active Pending
- 1993-05-03 WO PCT/US1993/004108 patent/WO1993022537A1/en not_active Application Discontinuation
- 1993-05-03 NZ NZ252502A patent/NZ252502A/en unknown
- 1993-05-03 AT AT93910965T patent/ATE149237T1/de not_active IP Right Cessation
- 1993-05-03 CZ CZ942703A patent/CZ270394A3/cs unknown
- 1993-05-03 CA CA002134980A patent/CA2134980C/en not_active Expired - Fee Related
- 1993-05-03 BR BR9306321A patent/BR9306321A/pt not_active IP Right Cessation
- 1993-05-05 MY MYPI93000837A patent/MY108854A/en unknown
-
1994
- 1994-11-04 NO NO19944206A patent/NO311736B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-11-04 FI FI945196A patent/FI945196A/fi unknown
-
1999
- 1999-07-13 US US09/360,370 patent/US6326335B1/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2581427C2 (ru) * | 2011-03-16 | 2016-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Биоциды с контролируемым высвобождением для применения в нефтяных месторождениях |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
FI945196A0 (fi) | 1994-11-04 |
HUT70884A (en) | 1995-11-28 |
ATE149237T1 (de) | 1997-03-15 |
AU4227493A (en) | 1993-11-29 |
HU9403179D0 (en) | 1995-02-28 |
EP0639240A1 (en) | 1995-02-22 |
SK132294A3 (en) | 1995-07-11 |
NZ252502A (en) | 1997-01-29 |
WO1993022537A1 (en) | 1993-11-11 |
NO944206D0 (no) | 1994-11-04 |
CA2134980C (en) | 1999-08-03 |
MY108854A (en) | 1996-11-30 |
JPH07506408A (ja) | 1995-07-13 |
NO944206L (no) | 1994-11-04 |
CZ270394A3 (en) | 1995-06-14 |
CA2134980A1 (en) | 1993-11-11 |
FI945196A (fi) | 1994-11-04 |
KR950701406A (ko) | 1995-03-23 |
US6326335B1 (en) | 2001-12-04 |
NO311736B1 (no) | 2002-01-14 |
DE69308297D1 (de) | 1997-04-03 |
EP0639240B1 (en) | 1997-02-26 |
AU674850B2 (en) | 1997-01-16 |
BR9306321A (pt) | 1996-03-26 |
US5922652A (en) | 1999-07-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2111049C1 (ru) | Микрокапсулы, композиция на их основе и способ обработки нефтяных скважин | |
CA1063928A (en) | Process for plugging permeable earth formations with wax | |
US3909200A (en) | Use of guanidine derived compounds as corrosion inhibitors | |
US3676363A (en) | Production of weighted microcapsular materials | |
US6762154B2 (en) | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentrations | |
EP0163698B1 (en) | Method for controlled introduction of reagent into a liquid | |
US6380136B1 (en) | Coated products and use thereof in oil fields | |
US3445441A (en) | Amino-amido polymers | |
EP0193369B1 (en) | Polymer article and its use for controlled introduction of reagent into a fluid | |
US4864075A (en) | Dithiocarbamates for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
EA014875B1 (ru) | Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид | |
EA003986B1 (ru) | Способ обработки нефтяной скважины | |
CN102482563A (zh) | 用于钻井和完井流体的乳状液稳定剂 | |
CA1179915A (en) | Method of breaking an emulsion and an emulsion- emulsion breaker composition | |
US3816184A (en) | Corrosion inhibiting process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
US4956099A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
US5013451A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
US3859211A (en) | Water clarification with nitrogen-heterocyclic phosphonic acids | |
US5089619A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
US3751371A (en) | Scale formation inhibiting process using silicon-containing aminomethyl phosphonates | |
US5019274A (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters | |
US3617570A (en) | Guanidine derived compounds as water clarifiers | |
US3524908A (en) | Phosphoramides | |
CA1340691C (en) | Methods for treating hydrocarbon recovery operations and industrial waters |