RU2169752C2 - Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта - Google Patents

Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2169752C2
RU2169752C2 RU98108398/03A RU98108398A RU2169752C2 RU 2169752 C2 RU2169752 C2 RU 2169752C2 RU 98108398/03 A RU98108398/03 A RU 98108398/03A RU 98108398 A RU98108398 A RU 98108398A RU 2169752 C2 RU2169752 C2 RU 2169752C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
oil
well
mixture
esters
Prior art date
Application number
RU98108398/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU98108398A (ru
Inventor
А. ФУРМАН Харвей
Р. ЧИОЛЕТТИ Кеннет
Original Assignee
Нор Индастриз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=24146169&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2169752(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Нор Индастриз, Инк. filed Critical Нор Индастриз, Инк.
Publication of RU98108398A publication Critical patent/RU98108398A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2169752C2 publication Critical patent/RU2169752C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
    • 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
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
    • Y10S507/93—Organic contaminant is asphaltic
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
    • Y10S507/931—Organic contaminant is paraffinic
    • 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
    • Y10S585/00—Chemistry of hydrocarbon compounds
    • Y10S585/949—Miscellaneous considerations
    • Y10S585/95—Prevention or removal of corrosion or solid deposits

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Cleaning In General (AREA)
  • Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)

Abstract

Изобретение относится к использованию композиций с высокими температурами воспламенения и низким давлением паров для нагнетания внутрь и нанесения покрытия для газовых и нефтяных скважин и окружающих, содержащих углеводороды продуктивных пластов для целей удаления накипи, парафинов, смолы и других вязких составляющих. Композиция содержит от около 40 до 99 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25 мас.%, по меньшей мере, одного из простых низших алкилгликолевых эфиров жирных кислот. Способ очистки заключается во введении указанной композиции в скважину, продуктивный пласт или оборудование. Способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти заключается в добавлении к сырой нефти указанной композиции. Способ гидравлического разрыва предусматривает нагнетание в продуктивный пласт под давлением жидкости носителя - указанной композиции с гранулированным материалом, в качестве которого используют песок. Технический результат: увеличение потока газа и/или нефти и уменьшение адгезии загрязнений и накипи во всех аспектах добычи нефти и газа, включая содержащие углеводороды, продуктивные пласты, обсадные трубы, трубопроводы и устройства для перекачки. 4 с. и 30 з.п.ф-лы.

Description

Настоящее изобретение относится к использованию композиций с высокими температурами воспламенения и низким давлением паров для нагнетания внутрь и нанесения покрытия для газовых и нефтяных скважин и окружающих, содержащих углеводороды продуктивных пластов для целей удаления накипи, парафинов, смолы и других вязких составляющих. Обработка приводит к увеличению потока газа и/или нефти и к уменьшению адгезий загрязнений и накипи во всех аспектах извлечения нефти и газа, включая содержащие углеводороды, продуктивные пласты, отверстия в обсадных трубах, трубопроводы и устройства для перекачки.
Предпосылки создания изобретения
Эффективная добыча нефти и газа из скважин зависит от поддержания чистоты пластов, отверстий в обсадных трубах скважин, трубопроводов и оборудования для перекачки. Нефтяные скважины создают проблемы с нарастанием парафина, серы, накипи, тяжелых фракций нефти и смолистых побочных продуктов. Эти остатки загрязняют скважины и обсадные трубы и трубопроводы, которые выносят нефть и газ на поверхность и загрязняют насосы и металлические штоки, которые используют для извлечения нефти или газа из скважины.
Типичные известные из литературы способы включают четыре основных типа продуктов. Первый способ использует агрессивные смеси ароматических и/или алифатических углеводородов из нефти или галогенированных углеводородов. Эти продукты могут либо содержать, либо не содержать поверхностно-активные вещества, чтобы дать возможность продуктам смешиваться друг с другом и эмульсифицироваться в воде для повышения эффективности очистки. Присутствие воды значительно понижает эффективность этих композиций. Чистые смеси растворителей не смешиваются с водой и не могут проникать в загрязнения. Добавление эмульгаторов дает возможность растворителям смешиваться с водой, но получаемая в результате система растворитель/эмульсия не является таким эффективным чистящим средством, как чистый растворитель.
Вторым способом является использование бактерий для разложения парафиновых загрязнений и загрязнений на основе смол. Эта система имеет сильную зависимость от температуры скважины и является чувствительной к факторам окружающей среды, таким как композиция нефти. Этот процесс является обычно более медленным, чем процесс на основе растворителя.
Третий способ, как предполагается, является основанным на щелочных чистящих средствах для твердой поверхности на основе воды. Эти чистящие средства обычно включают щелочные компоненты, водорастворимые растворители, такие как гликолевые эфиры, спирты и поверхностно-активные вещества. Щелочные основные компоненты состоят из гидроксида, карбоната, фосфата и силиката. Водорастворимые растворители обычно состоят из этиленгликолевых, диэтиленгликолевых, пропиленгликолевых и дипропиленгликолевых простых эфиров. Типичные поверхностно-активные вещества являются разновидностями алкилфенолэтоксилатов, этоксилатов линейных спиртов или алкилсульфонатами, амфотерными веществами и продуктами омыления жирных кислот алканоламидами. Эффективность, очистки этими щелочными композициями от парафинов и других загрязнений на основе нефти обычно является гораздо более низкой, чем у смесей растворителей. Кроме того, эти растворители не являются эффективными при удалении накипи.
Четвертый способ очистки включает использование горячей нефти, которую нагнетают в скважину. Горячая нефть расплавляет и растворяет парафины и другие побочные продукты нефти и выносит их на поверхность. Хотя этот способ является эффективным, использование горячей нефти создает опасные условия и может отрицательно повлиять на скважины.
Типичные известные из литературы композиции используют растворители из ароматических и/или алифатических углеводородов нефти или галогенированных углеводородов. Эти растворители приводят к появлению паров, обычно известных как "ЛОС" (летучие органические соединения), которые обычно являются токсичными. Другие чистящие композиции не требуют ЛОС или требуют их в меньшем количестве, но требуют больших уровней каустической соды и/или фосфатов, которые создают проблемы при транспортировке, использовании и утилизации.
Известен способ удаления воды и твердых примесей - осадка из сырой нефти путем добавления к сырой нефти композиции, содержащей углеводородный разбавитель и поверхностно-активные вещества - анионные и катионные, и перемешивание смеси (см. патент США N 4539100, МПК C 10 G 33/04, опубл. 03.09.1985, 5).
Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий нагнетание в содержащий нефть или газ продуктивный пласт под давлением гранулированного материала в жидкости-носителе (см. патент США N 4186802 A, E 21 B 43/26, опубл. 21.08.1984, 5 с.). Предпочтительной жидкостью разрыва является композиция, состоящая из хлористого калия, воды, гелей для увеличения вязкости, и разжиженный диоксид углерода. Подходящий спирт, такой как метанол или изопропиловый спирт, могут быть также добавлены в указанную жидкость.
Существует множество проблем, связанных с рассмотренными выше способами и растворителями. Например, галогенированные углеводороды отрицательно влияют на здоровье рабочих и являются химикалиями, обедняющими озоновый слой. Некоторые из этих растворителей и способов могут отрицательно влиять на качество нефти или газа. Многие из используемых негалогенированных растворителей являются либо горючими, либо воспламеняющимися, что приводит к повышенной опасности пожара и взрыва и к более высоким затратам на страховку. Кроме того, утилизация использованных растворителей в соответствии с законодательством является дорогостоящей. Фактически большинство галогенированных растворителей являются связанными с высокими налогами и находятся в процессе их вытеснения из употребления. В дополнение к рассмотренным выше проблемам пределы количеств ЛОС, которые могут быть выпущены в атмосферу, устанавливаются Агентством охраны окружающей среды, как определено "Актом о чистом воздухе". Эти пределы определяются содержанием растворителя в поступающем потоке сырого материала в зависимости от содержания растворителя в отходах или конечных продуктах.
Раствор для очистки на основе бактерий также имеет другие недостатки. Обработка требует, чтобы скважина была выведена из оборота на две недели для создания колонии бактерий. Когда возобновляют откачку, бактерии удаляются вместе с нефтью, что приводит к быстрому истощению колонии, и требуется повторная обработка.
Краткое описание изобретения
Одной из целей настоящего изобретения является создание способа очистки газовых и нефтяных скважин, устройств, отверстий в обсадных трубах и окружающих продуктивных пластов, насосов, а также трубопроводов, труб и тому подобное, с использованием эффективной чистящей композиции, которая является свободной от нежелательных растворителей на основе углеводородов из нефти или галогенированных углеводородов и щелочных растворителей и пригодной при удалении большинства видов загрязнений и накипи, встречающихся при операциях очистки газовых и нефтяных скважин.
Другой целью является использование композиции, которая является безопасной и биологически деградируемой.
Дополнительной целью является использование композиции, способной функционировать при температурах окружающей среды и при повышенный температурах.
Дополнительной целью является использование безопасной жидкой чистящей композиции, содержащей сложные метиловые эфиры жирных кислот и простые низшие алкилгликолевые эфиры, которая является эффективной при удалении парафинов, смол, связанных с ними загрязнений и накипи, из газовых и нефтяных скважин, обсадных труб и оборудования.
Дополнительной целью является использование композиции с малым содержанием ЛОС (<50%), которая является эффективной в качестве чистящего средства для газовых и нефтяных скважин, обсадных труб и оборудования.
Дополнительной целью настоящего изобретения является использование композиции с температурой воспламенения, превышающей 200oF (93oC).
Дальнейшей целью является использование композиции, которая будет приводить к образованию покрытия на отверстиях обсадных труб, трубопроводов, насосов, труб и другого оборудования, для предотвращения адгезии и аккумуляции парафинов, других связанных с ними загрязнений и накипи на этих элементах, чтобы помочь замедлить коррозию и сделать возможной более эффективную работу и более высокую производительность в течение времени между очистками.
Дополнительной целью является создание композиции, которая является слабоиспаряющейся, диспергируемой в широких пределах и приводит в результате к дифференцированному смачиванию структур и оборудования скважин.
Дополнительной целью является увеличение добычи нефти и газа из скважин.
Дальнейшей целью является отделение избытка воды от добытой сырой нефти.
Вышеуказанные цели достигаются тем, что в способе удаления и предотвращения нарастания парафина, смол, тяжелых фракций нефти, карбоната кальция, окиси железа и других видов загрязнений и накипи в газовых или нефтяных скважинах, содержащих углеводороды в продуктивных пластах или в оборудовании для добычи, перекачки, хранения или транспортировки, согласно изобретению вводят в скважину, продуктивный пласт или оборудование композицию, содержащую от около 40 до 99% маc. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% маc., по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
Смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот может содержать эфиры, выбранные из группы, состоящей из C1-C8 сложных эфиров C4-C22 жирных кислот.
Смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот может содержать эфиры, выбранные из группы, состоящей из сложных метиловых, этиловых, н-пропиловых, изопропиловых и н-бутиловых эфиров C4-C22 жирных кислот.
Смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот может содержать эфиры, выбранные из группы, состоящей из сложных метиловых эфиров C4-C22 жирных кислот.
Простой низший алкилгликолевый эфир может быть выбран из группы, состоящей их этиленгликольмонобутилового простого эфира, диэтиленгликольмонобутилового простого эфира, дипропиленгликольмонометилового простого эфира, трипропиленгликольмонометилового простого эфира и их смесей.
Композиция может дополнительно содержать от 1 до 40% мас. полиоксиалкиленгликолевых простых эфиров. Полиоксиалкиленгликолевый простой эфир может иметь формулу
R-O-(C2H2O)xH или R-O-(C3H6O)xО,
где R является C1-C8 алкилом и x является большим, чем 4. R может представлять собой метил, этил, пропил или бутил.
Полиоксиалкиленгликолевый простой эфир может являться н-бутокси полиалкиленгликолевым эфиром.
Композиция может дополнительно включать до 8% мас., по меньшей мере, одной добавки, выбранной из группы, состоящей из терпенов, терпеновых спиртов, смесей сложных ацетатных эфиров C8-C14 спиртов, гликолей, диэфиров кислот и углеводородов из нефти.
Композиция может дополнительно включать до 10% мас. поверхностно-активного вещества. Поверхностно-активное вещество можно выбирать из группы, состоящей из этоксилированных нонилфенолов, этоксилатов линейных спиртов и алканоламиновых солей додецилбензолсульфоновой кислоты.
Композиция может содержать от около 50 до 95% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот.
Композиция может дополнительно содержать по меньшей мере 1% мас. антиоксиданта.
Композицию можно вводить в пространство внутри обсадных труб скважины, а затем осуществлять ее циркуляцию, например, в течение от 24 до 72 часов.
Вначале можно ввести в скважину, по меньшей мере, 20 галлонов (75,7 л) композиции.
Композицию можно смешивать с нефтью перед введением в скважину. От около 10 до 200 галлонов (37,8 - 757 л) композиции можно смешать с 40 баррелями (6,3 м3) нефти.
Смесь нефти и композиции можно нагреть до около 150-160oF (66-71oC) перед введением в скважину.
В скважину сначала можно ввести композицию, а затем ввести нефть.
Композицию можно смешать с водой перед введением в скважину. От около 10 до 200 галлонов (37,8-757 л) композиции можно смешать с 40 баррелями (6,3 м3) воды.
Смесь композиции и воды можно нагреть до около 150-160oF (66-71oC) перед введением в скважину.
В скважину сначала можно ввести композицию, а затем ввести воду.
Композиция может иметь температуру воспламенения, превышающую около 200oF (93oC) по Тагу.
Композицию затем можно ввести в окружающие продуктивные слои через отверстия в обсадных трубах.
Целесообразно дополнительно прикладывать давление к композиции в скважине для нагнетания композиции через отверстия в окружающие продуктивные слои.
Композицию можно ввести в, по меньшей мере, один объект, выбранный из группы, состоящей из труб, насосов, трубопроводов, штоков и резервуаров.
Вышеуказанные цели достигаются и тем, что в способе выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти, включающем добавление к сырой нефти композиции и перемешивание смеси, согласно изобретению композиция содержит от около 40 до 99% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% мас., по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
От около 10 до 200 галлонов (37,8-757 л) композиции можно добавить к 40 баррелям (6,3 м3) сырой нефти.
Указанные цели достигаются и тем, что в способе гидравлического разрыва, содержащем нагнетание гранулированного материала в жидкости в содержащий нефть или газ продуктивный пласт под давлением, согласно изобретению в качестве жидкости используют композицию, содержащую от около 40 до 99% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% мас., по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
Гранулированный материал может содержать песок.
Указанные цели достигаются и тем, что композиция для удаления и предотвращения нарастания парафина, смол, тяжелых фракций нефти, карбоната кальция, оксида железа и других видов загрязнений и накипи в газовых или нефтяных скважинах, содержащих углеводороды в продуктивных пластах или в оборудовании для добычи, перекачки, хранения или транспортировки, согласно изобретению содержит от около 40 до 99% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% мас., по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
Подробное описание предпочтительных вариантов выполнения изобретения
Наиболее распространенные промышленные применения смесей сложных алкиловых эфиров жирных кислот представляют собой смазочные материалы при промышленной обработке металлов, при производстве мыла, в качестве пластификаторов для восков и в качестве растворителей при получении промышленных масел и соединений для обработки кожи. Эти соединения также используются в качестве смазочных материалов при производстве текстиля и пенодепрессантов, а также при получении жидкости для промывки печатных валков с низким содержанием ЛОС.
Обнаружено, что объединение смесей сложных алкиловых эфиров жирных кислот с простыми низшими алкилгликолевыми эфирами приводит к получению чистящих композиций, имеющих превосходные свойства, то есть высокую температуру воспламенения, хорошее проникновение в почву и в парафин и превосходную защиту против повторного нарастания загрязнений и накипи. Композиции, используемые в способах по настоящему изобретению, смешивают с получением низкого содержания ЛОС (меньших чем 50%) и для создания композиции с температурой воспламенения, превышающей 200oF (93oC) ТСС ("по Тагу"). Композиции также являются безопасными и биологически деградируемыми.
Настоящее изобретение направлено на способы удаления и предотвращения образования парафинов, других связанных с ним видов загрязнений и накипи в газовых и нефтяных скважинах, содержащих углеводороды в продуктивных пластах и оборудовании для добычи, перекачки, хранения и транспортировки, путем введения в скважины и в такое оборудование чистящей композиции, содержащей от около 40 до 99% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% мас., по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира, при этом остаток составляют соответствующие добавки. Предпочтительно, композиция содержит от около 60 до 95% мас., более предпочтительно от около 80 до 90% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и предпочтительно от около 1 до 15% мас. простого низшего алкилгликолевого эфира.
Существует множество типов загрязнений, которые нарастают в газовых и нефтяных скважинах и оборудовании для переработки, таких как парафины, смолистые побочные продукты и другие вязкие загрязнения. Кроме того, нарастание накипи представляет собой проблему в таких скважинах и оборудовании. Нагар обычно представляет собой, хотя и не ограничивается этим, аккумуляцию осадков карбоната кальция и/или оксида железа и других твердых остаточных осадков. Композиция по настоящему изобретению является эффективной для удаления многих типов загрязнений и накипи, связанных с добычей и переработкой газа и нефти, и, таким образом, ускоряет процесс добычи нефти.
Оборудование для переработки газа и нефти включает все типы и разновидности оборудования, связанного с добычей и переработкой газа и нефти, например обсадные трубы газовых и нефтяных скважин, насосы, трубы, трубопроводы, танки и тому подобное. Предполагается, что настоящая композиция может быть использована со всем таким оборудованием.
Существует несколько путей для того, чтобы способ удаления или предотвращения нарастания загрязнений и/или накипи в газовых и нефтяных скважинах и оборудовании мог бы быть применен с использованием композиции по настоящему изобретению.
В дополнение к очистке скважин и связанного с ними оборудования часто является желательным введение композиции через отверстия в обсадных трубах в окружающий продуктивный пласт. Композиция может нагнетаться в окружающий продуктивный пласт путем приложения давления или, если композиции дают возможность собраться в нижней части крепления скважины, композиция может впитаться в продуктивный пласт без дополнительного давления. Композиция проникает в продуктивный пласт, растворяя закупорки в пласте для обеспечения более эффективной добычи нефти и газа.
Способ очистки и технического обслуживания работающей скважины, включая окружающий продуктивный пласт, содержит стадии налива и нагнетания в нижнюю часть крепления скважины (трубопроводы для обратной прокачки) и предоставление ей возможности смешиваться с жидкостью, которая уже находится в скважине. Когда присутствует достаточное количество жидкости, композиция затем циркулирует с помощью насоса в течение 24-72 часов, предпочтительно 48-72 часов. Перед циркуляцией композиции может предоставляться возможность собираться в течение, например, от 8 до 24 часов. Время этого сбора, время циркуляции и дозировка зависят от количества загрязнения и/или накипи, которые, как предполагается, присутствуют, а также от глубины ямы. Базовая начальная доза может составлять, но не ограничивается этим, 20 галлонов (75,7 л) композиции, а для поддержания структуры в чистоте, по меньшей мере, около 5 галлонов (18,9 л) композиции на скважину на периодической основе, например, раз в две недели, раз в месяц, раз в два месяца.
Если существует большое количество загрязнения или накипи, присутствующих в скважине или в связанном с ней оборудовании, если насос или штоки заморожены или если окружающий продуктивный пласт забит, могут оказаться необходимыми альтернативные способы. В таком другом способе очистки и технического обслуживания работающей скважины, включая окружающий продуктивный пласт, сначала смешивают нефть и композицию при температурах окружающей среды, а затем вводят смесь в крепление скважины. Отношение нефти и композиции и количество вводимой смеси зависит от количества и типа загрязнения и накипи, присутствующих в скважине и в связанном с ней оборудовании. Смесь может содержать около 10-200 галлонов (37,8-757 л) композиции на каждые 40 баррелей (6359 л). Предпочтительно, смесь содержит около 20 галлонов (75,7 л) композиции на каждые 40 баррелей (6359 л) нефти. Смесь закачивают вниз по наружной или внутренней стороне обсадных труб скважины. Смеси обычно дают собраться перед циркуляцией. Смесь можно использовать при температуре окружающей среды или она может быть нагрета до 150-160oF (66-71oC) перед введением в скважину.
В другом исполнении композиция и нефть могут быть введены в скважину по отдельности, при повышенной температуре или температуре окружающей среды, предпочтительно при этом вводят сначала композицию и нагнетают ее в пласт под тяжестью нефти. Затем смеси можно дать возможность собраться, заставить ее циркулировать или сделать то и другое вместе.
В других исполнениях нефть замещают водой. Как и нефть, вода и композиция могут смешиваться перед введением в скважину или вводиться по отдельности. Температура воды может быть равной температуре окружающей среды или повышена до около 150-160oF (66-71oC). Опять же, смеси можно дать возможность собраться, заставить ее циркулировать или сделать то и другое вместе.
После введения в скважину композиция настоящего изобретения покрывает поверхности скважины, продуктивных пластов и связанного с ними оборудования для очистки и предотвращения в будущем адгезии и аккумуляции парафинов, других загрязнений и накипи. Композиция может также вводиться непосредственно в оборудование. Например, перед размещением штоков и обсадных труб в газовых и/или нефтяных скважинах эти элементы могут быть подвергнуты распылению композиции, или элементы могут погружаться в танки, наполненные композицией, для предотвращения коррозии и образования окалины и загрязнений.
Композиция может вводиться посредством нагнетательных насосов в газовые или нефтяные скважины подводного бурения для уменьшения адгезии загрязнений, в частности парафина или окалины, в обсадных тубах скважин и в трубопроводах для транспортировки. В дополнение к проблемам, связанным с нефтяными скважинами подземного бурения, скважины подводного бурения имеют дополнительную проблему океанской или морской воды, ведущей себя как охладитель трубопроводов и их содержимого между дном океана и платформой. Поэтому скважины подводного бурения имеют особенную проблему с нарастанием парафина. Для обработки трубопроводов 40-50 галлонов (151-189 л) композиции, например, прокапывают через трубопроводы. Предпочтительно, композицию нагревают перед введением в трубопроводы.
Композиция, используемая в способах настоящего изобретения, содержит ингредиенты в количествах, эффективных для очистки скважин, продуктивных пластов и оборудования и/или для создания эффективного покрытия на их поверхностях для предотвращения в будущем нарастания загрязнений и окалины и коррозии. Композиция мало испаряется и обеспечивает дифференцированное смачивание поверхностей; таким образом, композиция не будет испаряться в какой-либо значительной степени, и это будет обеспечивать то, что покрытие будет оставаться на поверхности в течение позволяющих использование периодов времени.
Смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот, пригодных для использования в композициях по настоящему изобретению, предпочтительно содержат C2-C8 сложные эфиры C4-C22 жирных кислот, имеющие формулу:
Figure 00000001

где R1 является C4-C22 алкилом и R2 является C1-C8 алкилом. Сложные эфиры жирных кислот получают из природных продуктов и поэтому они содержат больше, чем один сложный эфир; следовательно, - смесь. Обычно сложные эфиры жирных кислот получают путем этерификации жирных кислот или трансэтерификации животных жиров или растительных масел.
Смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот предпочтительно содержит метиловый, этиловый, н-пропиловый, изопропиловый или н-бутиловый сложные эфиры C4-C22 жирных кислот. Наиболее предпочтительно, смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот содержит метиловые сложные эфиры. Смеси метиловых сложных эфиров жирных кислот предпочтительно являются смесями с точкой росы 40oF (4,4oC) и высокой степенью ненасыщенности для увеличения растворимости. Более предпочтительно, смеси метиловых сложных эфиров жирных кислот получают из соевого, канолового и других растительных масел с точкой росы 20-32oF (-6,7 - 0oC) и йодным числом 90-130.
От 1 до 25% мас. простого алкилгликолевого эфира могут быть добавлены в качестве агента для облегчения проникновения, чтобы уменьшить вязкость смеси, в качестве связывающего агента и/или чтобы увеличить эффективность по отношению к гидрофильным загрязнениям. Примеры простых низших алкилгликолевых эфиров, пригодных для использования по настоящему изобретению, включают дипропиленгликольмонометиловый простой эфир, трипропиленгликольмонометиловый простой эфир, этилен- и диэтиленгликолевый простой эфир, метиловый, этиловый, пропиловый и бутиловый эфиры, такие как этиленгликольмонобутиловый простой эфир или их смеси.
Полиоксиалкиленгликолевый простой эфир может быть представлен в композиции в количествах от около 1 до 40% мас., предпочтительно - 3-25% мас., и наиболее предпочтительно - от 3 до 10% мас. Реально используемое количество зависит от типов загрязнений, присутствующих в оборудовании, которое необходимо очищать, и от содержания воды в скважине или оборудовании, которое очищают. Предпочтительно, используют полиэтиленгликолевые эфиры и полипропиленгликолевые простые эфиры, имеющие формулы:
R-O-(C2H4O)xH и
R-O-(C3H6O)xO
где в каждой формуле R является C1-C8 алкилом и x является большим чем 4. R, предпочтительно, является метилом, этилом, пропилом или бутилом. Более предпочтительно, полиалкиленгликолевый простой эфир является н-бутоксиполиалкиленгликолевым простым эфиром. Коммерчески доступные препараты полиоксиалкиленгликолевых простых эфиров включают Macol 300, Macol 660, WSL-2000, WSL-3520 и WSL-5100, производимые PPG Mazer, Gurnee, Illinois. Полиоксиалкиленгликолевый простой эфир, предпочтительно, имеет молекулярную массу приблизительно между 200 и 600 и вязкость приблизительно между 15 и 150 сантипуаз, если измерять при 25oC с использованием вискозиметра Brookfield LTV Viscometer с ротором N 2 при 60 об/мин.
Предпочтительно, по меньшей мере, 1% мас., более предпочтительно от 1,5 до 3% мас. антиоксидантов являются включенными в композицию. Антиоксиданты, пригодные для использования по настоящему изобретению, включают, но не ограничиваются ими, (ВНТ) 2.6-ди-трет-бутил-пара-крезол, (ВНА) 2,6-ди-трет-бутил-пара-анизол, ингибитор ОАВМ-оксалил бис(бензилиденгидразид) от Eastman и DTBMA 2,5-ди-трет-бутилгидрохинон от Eastman. К композиции также может быть добавлено поверхностно-активное вещество. Может быть использовано любое поверхностно-активное вещество, пригодное для использования при очистке от маслянистых загрязнений, такое как этоксилированные нанилфенолы, этоксилаты линейных спиртов, алканоламиновые соли додецилбензолсульфоновой кислоты, сульфосукцинаты, фосфатные сложные эфиры, сульфаты спиртов, соединения четвертичного аммония, амфотерные поверхностно-активные вещества, альфа-олефиновые сульфонаты, сорбит и соединения жирных кислот. Поверхностно-активное вещество добавляют в количестве, эффективном для действия в качестве смачивающего агента и эмульгатора, и обычно вплоть до 10% мас., предпочтительно - 1-3% мас. композиции.
Коммерчески доступные поверхностно-активные вещества включают ряд поверхностно-активных веществ ЕХХАТЕ, получаемых от EXXON. ЕХХАТЕ 1000 представляет собой сложный эфир уксусной кислоты с C9-C11 разветвленным оксо-спиртом. DBE (DuPont) представляет собой смесь из 45-75% мас. диметилглютарата, 10-25% мас. диметиладипата и 15-30% мас. диметилсукцината.
Может быть добавлено вплоть до 50% мас. других добавок, если понадобится для конкретных применений, таких как изменение уровней ЛОС, повышение проникающей способности смеси, понижение вязкости смеси, в качестве связующих агентов для растворителей, не растворимых в смеси, и для создания растворителей для олеофильных и гидрофильных загрязнений. Литературные данные позволяют определить количество и тип добавки, необходимой для конкретного применения.
Соответствующие добавки включают терпены, терпеновые спирты, смеси сложных эфиров C8-C14 спиртов, гликоли, сложные эфиры кислот, сложные диэфиры кислот, углеводороды из нефти, аминокислоты, алканоламины и амины. Примеры терпенов включают d-лимонен и альфа- и бета-пинен и терпеновые спирты, включая альфа-терпинеол. Смеси сложных эфиров C8-C14 спиртов включают ЕХХАТЕ 900, 1000 и 1300 от EXXON Chemical; гликоли включают пропиленгликоль, дипропиленогликоль и трипропиленгликоль. Сложные эфиры кислот включают метилолеат и метиллинолеат, и диэфиры кислот включают метиловые или бутиловые диэфиры глутаровой, адипиновой или янтарной кислот. Углеводороды из нефти включают AROMATIC 100, AROMATIC 150, ISOPAR М и ISOPAR К.
Амины, такие как морфолен, 1,3-диметил-2-имидазолидинон, 1,3-пропандиамин, 2-амино-1,3-пропандиол и 3-аминопропанол, и алканоламины, такие как триэтаноламин, диэтаноламин, 2-аминометилпропанол и моноэтаноламин, действуют в качестве дисперсантов для загрязнений и солюбилизируют жирные кислоты и загрязнения. Аминокислоты, такие как холин и холингидроксид, представляют собой нетоксичные альтернативы для моноэтаноламина и действуют в качестве хелатирующих агентов для металлов, предпочтительно - метиловые или изобутиловые сложные эфиры, C4-C6 алифатические диэфиры кислот и н-метил-2-пирролидон. Предпочтительно, включают вплоть до 5% маc. н-метил-2-пирролидона.
Могут быть использованы другие добавки, обычно использующиеся в чистящих композициях, включая агенты для смягчения воды, расщепляющие агенты и ингибиторы коррозии, которые добавляют в количествах, эффективных для осуществления тех функций, для которых они предназначены.
Эти добавки и их количества хорошо известны специалистам в данной области. Соответствующие агенты для смягчения воды включают линейные фосфаты, сополимеры стирола - малеиновой кислоты и полиакрилаты. Соответствующие расщепляющие агенты включают 1,3-диметил-2-имидазолидинон, 1-фенил-3-изогептил-1,3-пропандион и 2-гидрокси-5-нонилацетофеноноксим. Примеры ингибиторов коррозии включают 2-аминометилпропанол, диэтилэтаноламинбензотриазол и метилбензотриазол.
Все добавки имеют предпочтительную температуру воспламенения, превышающую 190oF (88oC) по Тагу в порядке достижения температуры воспламенения конечной композиции, большей чем 200oF (93oC).
Типичная обработка скважины требует закачки чистящего раствора в обсадные трубы скважины и циркуляции раствора от 24 до 72 часов. Типичная скважина имеет обсадные трубы 4,5 дюйма (10 см), которые простираются вниз на всю глубину скважины. Обсадные трубы 4,5 дюйма (10 см) на поверхности прикрываются устьем скважины. Устье скважины имеет фитинг наверху, в который вставлена труба 2-3/8 дюйма (6,6 см). Труба может проходить до дна скважины и может удаляться по секциям для очистки и технического обслуживания. Существуют два двухдюймовых входа (5,1 см) на боковой поверхности устья скважины, которые поддерживают трубы для обратной прокачки. Нормальная процедура состоит из нагнетания от 5 до 20 галлонов (18,9-75,7 л) чистящего раствора внутрь обсадных труб скважины (трубы для обратной прокачки) и его циркулирования до центральной трубы 2-3/8 дюйма (6,6 см). Глубина скважины, диаметр обсадных труб и предполагаемое количество и природа загрязнений определяют точно необходимую дозировку. Поток чистящего раствора поддерживают в течение от 24 до 72 часов для удаления всех загрязнений. В зависимости от нарастания повторяющиеся обработки могут быть предусмотрены каждые 2-3 недели.
Другое исполнение настоящего изобретения направлено на способ для отделения избыточной воды и осадка из добытой сырой нефти. Сырая нефть, загрязненная осадком и/или водой, является недостаточно чистой для перепродажи. Вода или осадок обычно удаляются путем "прокрутки" резервуара путем нагнетания природного газа под давлением или путем добавления сухого льда, чтобы вызвать бурление жидкости. Процесс разделения нефть/вода или нефть/глинистый раствор является медленным, если не добавлять ускорителя. Поэтому дальнейшее исполнение настоящего изобретения включает добавление к сырой нефти в количестве, необходимом для ускорения разделения нефть/вода или нефть/глинистый раствор, композиции, содержащей от около 40 до 99% мас. смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25% мас., по меньшей мере, одного низшего алкилгликолевого простого эфира, а затем энергичного перемешивания для смешивания.
Как правило, используют 1-100 галлонов (3,87 - 378 л) композиции для выделения воды и осадка из 10-400 баррелей (1590-63590 л) нефти. Композицию добавляют в резервуар, а затем резервуар "прокручивают" путем введения природного газа или двуокиси углерода в течение около 24 часов. Использование композиции в резервуаре приводит к полному отделению воды, которую удаляют из нижней части резервуара для хранения. Стандартные индикаторные полоски тестов или индикаторные реагенты для воды в масле не показывают каких-либо детектируемых уровней воды. Кроме того, композицию можно добавлять к сырой нефти в количествах от 0,001 до 0,01% мас. для понижения образования осадка и парафинов в нефти, транспортируемой через трубопроводы для перекачки, включая трубопроводы к платформам морского базирования.
Другие применения с использованием композиции по настоящему изобретению включают добавления композиции во время процедур гидравлического разрыва, то есть во время процесса нагнетания песка или другого материала в содержащий углеводороды, продуктивный пласт под давлением. По настоящему изобретению композицию смешивают с песком или с другим материалом при скорости, например, 1-5 галлонов на кубический ярд (24,72-123,59 л/куб.м). Смесь песок/композиция нагнетается в продуктивный пласт, содержащий углеводороды, с помощью разнообразных способов. Такие способы включают, но не ограничиваются ими, нагнетание нефти, нагнетание геля и нагнетание песка/глинистого раствора.
ПРИМЕРЫ
В следующих далее примерах относительная эффективность препарата определяется реальными рабочими характеристиками композиции в применениях для очистки.
ПРИМЕР 1.
Смешивают следующую композицию (по массе):
Метиловый сложный эфир жирной кислоты 60%
н-Бутоксиполиалкиленгликолевый простой эфир 20%
Дипропиленгликольмонометиловый простой эфир 5%
Бутилкарбитол 4%
EXXATE 1000 (Exxon) 3%
DBE (DuPont) 3%
Трипропиленгликольмонометиловый простой эфир 3%
d-Лимонен 1%
Нонилфенол 9,5 моль Е.О. 1%
Добавляют, по меньшей мере, 1% мас. антиоксидантов, выбираемых из одного или нескольких ВНТ, ВНА и ингибитора ОАВМ от Eastman.
Скважина глубиной 700 футов (213 м), создающая проблемы с нарастанием парафина и осадка, обрабатывается композицией. Композицию вводят одним из двух способов. В первом способе 5 галлонов (18,9 л) смеси выливают через 2-дюймовые (5,1 см) трубы для обратной перекачки и до 2-3/8 дюймовой (6,6 см) центрального насосного трубопровода. Второй способ - с помощью химического нагнетающего насоса из небольшого резервуара для хранения или химического бака. Композиция циркулирует в течение 48 часов. В конце этого срока работа скважины возобновляется. Перед очисткой дневной выход нефти составлял 1/4 барреля (39,8 л). После обработки дневной выход вырастает до двух баррелей (318 л). Через 60 дней работы трубы извлекают из скважины и исследуют. Обнаружено, что трубы покрыты чистящей композицией и что существует очень небольшая адгезия парафина и смол на трубах. Выход нефти постоянно составляет около 2 баррелей в день (318 л).
ПРИМЕР 2
Смешивают следующую композицию (по массе):
Метиловый сложный эфир жирной кислоты 67,5%
н-Бутоксиполиалкиленгликолевый простой эфир 20%
Этиленгликольмонобутиловый простой эфир 4,5%
Диэтиленгликольмонобутиловый простой эфир 1,0%
Дипропиленгликольмонометиловый простой эфир 1,0%
Трипропиленгликольмонометиловый простой эфир 1,0%
EXXATE 900 (Exxon) 1,0%
EXXATE 1000 (Exxon) 1,0%
1-Метил-2-пирролидинон 1,0%
Сложные диэфиры кислот 1,0%
Добавляют, по меньшей мере, 1% мас. антиоксидантов, выбираемых из одного или нескольких ВНТ, ВНА и ингибитора ОАВМ от Eastman.
Скважина глубиной 5000 футов (1524 м), из которой откачивают меньше чем 1 баррель (0,15 куб.м) нефти в день при работе с перерывами, и дающая примерно 20 миллионов куб. футов (566 млн. л) газа в день, обрабатывается композицией, начала примерно 20 галлонов (75,7 л) композиции выливают в пространство внутри обсадных труб в скважину. За ними следуют 40 баррелей (6359 л) полученной из газового конденсата нефти при температурах окружающей среды. Смесь собирают в течение 48 часов, а затем она циркулирует еще 24 часа. После этого возобновляется работа по откачке нефти. Через 36 часов откачки добывают 40 баррелей (6359 л) полученной из газового конденсата нефти плюс дополнительные 47 баррелей (7.47 куб.м) нефти. За этот период добыча газа увеличивается с 20 миллионов куб. футов (566 млн. л) в день до приблизительно 150 миллионов куб. футов (4.25 млн. куб.м) в день. После периода в 30 дней добыча нефти спадает приблизительно до 12-13 баррелей (1.91-2.07 куб.м) в день, а добыча газа - приблизительно до 100 миллионов куб. футов (2,83 млн. куб.м) в день.
ПРИМЕР 3
Смешивают следующую композицию (по массе):
Метиловый сложный эфир жирной кислоты 86,0%
Нонилфенол (9,5 моль этиленоксида) 1,5%
Нонилфенол (6,0 моль этиленоксида) 1,5%
Этиленгликольмонобутиловый простой эфир 1,0%
Диэтиленгликольмонометиловый простой эфир 1,0%
Дипропиленгликольмонометиловый простой эфир 1,0%
Трипропиленгликольмонометиловый простой эфир 1,0%
EXXATЕ 900 (Exxon) 1,0%
EXXATE 1000 (Exxon) 1,0%
AXXATE 3000 (Exxon) 1,0%
1-Метил-2-пирролидинон 1,0%
Сложные диэфиры кислот 1,0%
Добавляют, по меньшей мере, 1% мас. антиоксидантов, выбираемых из одного или нескольких ВНТ, ВНА и ингибитора ОАВМ от Eastman.
Композицией обрабатывают скважину глубиной 5000 футов (1524 м). Скважина не дает нефти и только около 5 миллионов куб.футов (0,14 млн. куб.м) газа в день. Поскольку скважина забита парафином и другими твердыми загрязнениями, композицию смешивают с 40 баррелями (6359 л) полученной из газового конденсата нефти, которую нагревают до 150-160oF (66-71oC). (До этого скважина не имела никакой реакции на обработки горячей нефтью). Нагретую смесь выливают во внутреннее пространство обсадных труб скважины и собирают в течение 48 часов. После этого смесь циркулирует по скважине в течение дополнительных 24 часов. Затем возобновляют откачку. После того как извлекают 40 баррелей (6359 л) полученной из газового конденсата нефти, скважина дает 6-7 баррелей (0,95-11,1 куб.м) нефти и 80 миллионов куб. футов (2,27 млн. куб.м) газа в день. Эти количества уменьшаются до 3-4 баррелей (0,47-0,63 куб.м) нефти и 50 миллионов куб. футов (1,41 млн. куб.м) газа в день после 30-дневного периода.
ПРИМЕР 4
Композиция типа, описанного в примере 3, вводится в открытую скважину глубиной 3000 футов (914 м) с обсадными трубами, но не содержащую насоса, штоков или труб, в процессе, известном как "свабирование". В этом случае скважина была совершенно выведена из строя из-за того, что она забита парафинами и другими углеводородами. Сначала в скважину выливают 5 галлонов (18,9 л) композиции, а затем 5 баррелей (0,79 куб.м) воды при температуре окружающей среды. Смесь собирают в течение 48 часов. После чего давления флюидов в скважине существенно возрастают, и добыча нефти возрастает от 0 до 8 баррелей (1.27 куб.м) в день.
Специалисту в данной области очевидно, что могут быть произведены различные модификации и вариации в композициях и способах по настоящему изобретению без отклонения от идеи и объема настоящего изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение перекрывает все модификации и вариации настоящего изобретения при условии, что они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения и ее эквивалентов.

Claims (34)

1. Способ удаления и предотвращения нарастания парафина, смол, тяжелых фракций нефти, карбоната кальция, окиси железа и других видов загрязнений и накипи в газовых или нефтяных скважинах, содержащих углеводороды в продуктивных пластах или в оборудовании для добычи, перекачки, хранения или транспортировки, характеризующийся тем, что вводят в скважину продуктивный пласт или оборудование композиции, содержащую от около 40 до 99 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25 мас.%, по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот содержит эфиры, выбранные из группы, состоящей из C1-C8 сложных эфиров C4-C22 жирных кислот.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот содержит эфиры, выбранные из группы, состоящей из сложных метиловых, этиловых, н-пропиловых, изопропиловых и н-бутиловых эфиров C4-C22 жирных кислот.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что смесь сложных алкиловых эфиров жирных кислот содержит эфиры, выбранные из группы, состоящей из сложных метиловых эфиров C4-C22 жирных кислот.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что простой низший алкилгликолевый эфир выбирают из группы, состоящей из этиленгликольмонобутилового простого эфира, диэтилдиэтиленгликольмонобутилового простого эфира, дипропиленгликольмонометилового простого эфира, трипропиленгликольмонометилового простого эфира и их смесей.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит 1 - 40 мас.% полиоксиалкиленгликолевых простых эфиров.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что полиоксиалкиленгликолевый простой эфир имеет формулу
R-O-(C2H4O)xH или R-O-(C3H6O)xO,
где R является C1-C8 алкилом;
х является большим, чем 4.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что R представляет собой метил, этил, пропил или бутил.
9. Способ по п.8. отличающийся тем, что полиоксиалкиленгликолевый простой эфир является н-бутокси полиалкиленгликолевым эфиром.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция дополнительно включает до 8 мас.%, по меньшей мере, одной добавки, выбранной из группы, состоящей из терпенов, терпеновых спиртов, смесей сложных ацетатных эфиров C8-C14 спиртов, гликолей, диэфиров кислот и углеводородов из нефти.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция дополнительно включает до 10 мас.% поверхностно-активного вещества.
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбирают из группы, состоящей из этоксилированных нонилфенолов, этоксилатов линейных спиртов и алканоламиновых солей додецилбензосульфоновой кислоты.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция содержит от около 50 до 95 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, 1 мас.% антиоксиданта.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композицию вводят в пространство внутри осадных труб скважины, а затем осуществляют ее циркуляцию.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что осуществляют циркуляцию композиции в течение от 24 до 72 ч.
17. Способ по п.15, отличающийся тем, что вначале вводят в скважину, по меньшей мере, 20 галлонов (75,7 л) композиции.
18. Способ по п.15, отличающийся тем, что композицию смешивают с нефтью перед введением в скважину.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что от около 10 до 200 галлонов (37,8-757 л) композиции смешивают с 40 баррелями (6,3 м3) нефти.
20. Способ по п.18, отличающийся тем, что смесь нефти и композиции нагревают до около 150-160°F (66-71°С) перед введением в скважину.
21. Способ по п.15, отличающийся тем, что в скважину сначала вводят композицию, а затем вводят нефть.
22. Способ по п.15, отличающийся тем, что композицию смешивают с водой перед введением в скважину.
23. Способ по п.22, отличающийся тем, что от около 10 до 200 галлонов (37,8-757 л) композиции смешивают с 40 баррелями (6,3 м3) воды.
24. Способ по п.22, отличающийся тем, что смесь композиции и воды нагревают до около 150-160°F (66-71°С) перед введением в скважину.
25. Способ по п.15, отличающийся тем, что в скважину сначала вводят композицию, а затем вводят воду.
26. Способ по п.1, отличающийся тем, что композиция имеет температуру воспламенения, превышающую около 200°F (93°С) по Тагу.
27. Способ по п.15, отличающийся тем, что композицию затем вводят в окружающие продуктивные слои через отверстия в обсадных трубах.
28. Способ по п. 27, отличающийся тем, что дополнительно прикладывают давление к композиции в скважине для нагнетания композиции через отверстия в окружающие продуктивные слои.
29. Способ по п.1, отличающийся тем, что композицию вводят в, по меньшей мере, один объект, выбранный из группы, состоящей из труб, насосов, трубопроводов, штоков и резервуаров.
30. Способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти, включающий добавление к сырой нефти композиции и перемешивание смеси, отличающийся тем, что композиция содержит от около 40 до 99 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25 мас.%, по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
31. Способ по п.30, отличающийся тем, что от около 10 до 200 галлонов (37,8-757 л) композиции добавляют к 40 баррелям (6,3 м3 ) сырой нефти.
32. Способ гидравлического разрыва пласта, содержащий нагнетание гранулированного материала в жидкости в содержащий нефть или газ продуктивный пласт под давлением, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют композицию, содержащую от около 40 до 99 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25 мас.%, по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
33. Способ гидравлического разрыва пласта по п.32, отличающийся тем, что гранулированный материал содержит песок.
34. Композиция для удаления и предотвращения нарастания парафина, смол, тяжелых фракций нефти, карбоната кальция, оксида железа и других видов загрязнений и накипи в газовых или нефтяных скважинах, содержащих углеводороды продуктивных пластах или в оборудовании для добычи, перекачки, хранения или транспортировки, характеризующаяся тем, что содержит от около 40 до 99 мас.% смеси сложных алкиловых эфиров жирных кислот и от около 1 до 25 мас.%, по меньшей мере, одного простого низшего алкилгликолевого эфира.
RU98108398/03A 1995-10-03 1996-10-03 Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта RU2169752C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US53826295A 1995-10-03 1995-10-03
US08/538,262 1995-10-03

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU98108398A RU98108398A (ru) 2000-02-20
RU2169752C2 true RU2169752C2 (ru) 2001-06-27

Family

ID=24146169

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98108398/03A RU2169752C2 (ru) 1995-10-03 1996-10-03 Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта

Country Status (17)

Country Link
US (4) US6173776B1 (ru)
EP (1) EP0853651B1 (ru)
CN (3) CN1159407C (ru)
AR (1) AR003779A1 (ru)
AU (1) AU717908B2 (ru)
BR (1) BR9610808A (ru)
CA (1) CA2233710C (ru)
CO (1) CO4560488A1 (ru)
DK (1) DK0853651T3 (ru)
HK (2) HK1051216A1 (ru)
MX (1) MX9802674A (ru)
MY (1) MY117988A (ru)
NO (1) NO981527L (ru)
OA (1) OA10760A (ru)
RU (1) RU2169752C2 (ru)
SA (1) SA98190610B1 (ru)
WO (1) WO1997012947A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2466171C2 (ru) * 2010-12-23 2012-11-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") Реагент комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (варианты)
RU2642421C2 (ru) * 2012-04-16 2018-01-25 Марчелло ФЕРРАРА Способ, устройство и химические продукты для обработки нефтяного оборудования
RU2738055C1 (ru) * 2020-03-05 2020-12-07 Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров
WO2021168524A1 (pt) * 2020-02-27 2021-09-02 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Ferramenta tubo jateadora a laser

Families Citing this family (109)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE19708499A1 (de) * 1997-03-03 1998-09-10 Henkel Kgaa Verfahren zur Entfernung von bei der Erdölproduktion anfallenden festen Asphaltenrückständen
US6194361B1 (en) 1998-05-14 2001-02-27 Larry W. Gatlin Lubricant composition
US6805135B1 (en) 1998-05-26 2004-10-19 Nittou Chemical Industries, Ltd. Cleaning fluid and cleaning method for component of semiconductor-treating apparatus
EP1151179B1 (en) * 1998-12-16 2004-08-25 BGR Oilfield Services Inc. Removal of oil and chloride from oil contaminated material
US6702903B2 (en) 2000-03-24 2004-03-09 Softard Industries Co., Ltd. Washing method of petroleum equipment and washing solution for use with the method
SE0001440D0 (sv) * 2000-04-18 2000-04-18 Entretech Medical Ab A drug against climacteric disorders
US20040087449A1 (en) * 2000-09-28 2004-05-06 Furman Harvey A Cleaning compositions for oil and gas wells, lines, casings, formations and equipment and methods of use
US6989103B2 (en) * 2000-10-13 2006-01-24 Schlumberger Technology Corporation Method for separating fluids
FR2817165B1 (fr) * 2000-11-24 2003-09-26 Inst Francais Du Petrole Formulation desemulsionnante organique et son utilisation dans le traitement des drains fores en boue a l'huile
US6564869B2 (en) * 2001-07-16 2003-05-20 M-I, L.L.C. Method and composition for cleaning and inhibiting solid, bitumin tar, and viscous fluid accretion in and on well equipment
US6776234B2 (en) * 2001-12-21 2004-08-17 Edward L. Boudreau Recovery composition and method
US20030213747A1 (en) * 2002-02-27 2003-11-20 Carbonell Ruben G. Methods and compositions for removing residues and substances from substrates using environmentally friendly solvents
EP1485442A4 (en) * 2002-03-01 2009-11-11 Cesi Chemical A Flotek Co COMPOSITION AND METHOD FOR CLEANING A WELL
JP3962919B2 (ja) * 2002-11-12 2007-08-22 栗田工業株式会社 金属防食剤、金属防食方法、原油常圧蒸留装置における塩化水素発生防止剤および塩化水素発生防止方法
KR100835606B1 (ko) * 2002-12-30 2008-06-09 엘지디스플레이 주식회사 구리용 레지스트 제거용 조성물
US20050049162A1 (en) * 2003-08-29 2005-03-03 Schlosser Ted M. Petroleum-free, ammonia-free cleaner for firearms and ordnance
US8063004B2 (en) * 2004-07-22 2011-11-22 Malcera, L.L.C. Chemical composition of matter for the liquefaction and dissolution of asphaltene and paraffin sludges into petroleum crude oils and refined products at ambient temperatures and method of use
US7191834B2 (en) * 2004-09-22 2007-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed cement compositions and associated methods of use
US7392844B2 (en) 2004-11-10 2008-07-01 Bj Services Company Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system
US7231976B2 (en) 2004-11-10 2007-06-19 Bj Services Company Method of treating an oil or gas well with biodegradable low toxicity fluid system
US20060148656A1 (en) * 2004-12-30 2006-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods
US7311158B2 (en) * 2004-12-30 2007-12-25 Halliburton Energy Services, Inc. Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods
US7588682B2 (en) 2005-10-04 2009-09-15 Kevin Norman Process and apparatus for enhanced recovery of oil from oily particulate material
CA2536957C (en) * 2006-02-17 2008-01-22 Jade Oilfield Service Ltd. Method of treating a formation using deformable proppants
US7824453B2 (en) * 2006-09-08 2010-11-02 Marathon Oil Canada Corporation Biodiesel production and use in oil sands processing
CN101092558B (zh) * 2007-07-20 2011-06-22 于毅 石油采油用的降粘、除蜡、除油泥助剂及其配制方法
CA2602746A1 (en) * 2007-09-14 2009-03-14 Kenneth Dwayne Hodge Composition and method for cleaning formation faces
US8272442B2 (en) * 2007-09-20 2012-09-25 Green Source Energy Llc In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US8101812B2 (en) * 2007-09-20 2012-01-24 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials
US8404108B2 (en) 2007-09-20 2013-03-26 Green Source Energy Llc Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials
US20090235730A1 (en) * 2008-03-19 2009-09-24 Champion Technologies, Inc. Method for cleaning an oil field capillary tube
GB2459471B (en) * 2008-04-23 2010-07-14 Schlumberger Holdings Forecasting asphaltic precipitation
GB2459470B (en) 2008-04-23 2010-07-21 Schlumberger Holdings Solvent assisted oil recovery
FR2932842B1 (fr) * 2008-06-24 2010-08-20 Inst Francais Du Petrole Methode de traitement des abords des puits de stockage de gaz acides
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
US20110056694A1 (en) * 2009-09-10 2011-03-10 Refined Technologies, Inc. Methods For Removing Paraffinic Hydrocarbon Or Bitumen In Oil Producing Or Disposal Wells
US8399386B2 (en) * 2009-09-23 2013-03-19 Nalco Company Foamers for downhole injection
US20110071060A1 (en) 2009-09-23 2011-03-24 Nguyen Duy T Foamers for downhole injection
IT1399512B1 (it) 2010-04-23 2013-04-19 Eni Spa Procedimento per la rimozione di depositi da un pozzo a olio o a gas, e/o dalle strutture di superficie, e/o dalle apparecchiature ad esso correlate, e/o da formazioni contenenti idrocarburi
WO2011158054A1 (en) 2010-06-14 2011-12-22 Sony Ericsson Mobile Communications Ab Regulation of audio volume and/or speed responsive to user applied pressure and related methods
US9085724B2 (en) * 2010-09-17 2015-07-21 Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same
US8950494B2 (en) 2010-11-19 2015-02-10 Nalco Company Foamers for downhole injection
US20120279714A1 (en) * 2011-05-04 2012-11-08 Timothy Lesko Chemical line flush systems
US8746341B2 (en) 2011-05-06 2014-06-10 Nalco Company Quaternary foamers for downhole injection
WO2013019866A2 (en) * 2011-08-01 2013-02-07 Rhodia Operations Use of environmentally friendly solvents to replace glycol-based solvents
CN103732716B (zh) 2011-09-01 2017-06-06 英派尔科技开发有限公司 使用超临界氩组合物从基岩回收物质的系统、材料和方法
CA2874593C (en) 2012-04-15 2017-05-09 Glenn S. Penny Surfactant formulations for foam flooding
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9321955B2 (en) * 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9868893B2 (en) * 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US9752071B2 (en) 2013-03-15 2017-09-05 Chevron U.S.A. Inc. Composition and method for remediation of near wellbore damage
CA2906967C (en) * 2013-03-28 2021-05-18 Dow Global Technologies Llc Enhanced steam extraction of in situ bitumen
AU2014278002B2 (en) * 2013-06-14 2017-08-17 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
GB201317143D0 (en) * 2013-09-26 2013-11-06 Pme Entpr Company Ltd Processing of petroleum and/or petroleum residues
CN104559982B (zh) * 2013-10-29 2017-11-03 中国石油化工股份有限公司 一种具有清蜡作用的组合物及其应用
US10759990B2 (en) * 2014-01-16 2020-09-01 Wilmar Trading Pte Ltd. Use of olefinic ester compositions in oil and gas fields
US11053430B2 (en) 2014-01-16 2021-07-06 Wilmar Trading Pte Ltd. Olefinic ester compositions and their use in stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US10858573B2 (en) 2014-01-16 2020-12-08 Wilmar Trading Pte Ltd Olefinic ester compositions and their use as cleaning agents
US20200148938A9 (en) * 2014-01-16 2020-05-14 Elevance Renewable Sciences, Inc. Olefinic Ester Compositions and Their Use in Remediating Wax Buildup in Oil- and Gas-Related Applications
US10081760B2 (en) 2014-01-16 2018-09-25 Elevance Renewable Sciences, Inc. Olefinic ester compositions and their use in stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9505970B2 (en) 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
MX2014006332A (es) * 2014-05-26 2015-11-26 Itzeder Alejandro Isunza Rebolledo Composiciones a base de aceite para dispersar asfaltenos y parafinas.
US9932533B2 (en) * 2014-06-17 2018-04-03 Greensolve, Llc Crude oil compositions and methods of producing high flash point crude oil compositions
WO2015192184A1 (en) * 2014-06-20 2015-12-23 Guard It Solutions Pty Ltd Graffiti removal compositions and the use thereof
EP3169746A1 (en) * 2014-07-15 2017-05-24 Sasol Performance Chemicals GmbH Compositions and methods for controlling paraffin and asphaltene problems in wells
AU2015289868B2 (en) * 2014-07-15 2019-07-11 Sasol Performance Chemicals Gmbh Compositions and methods for treating oil and gas wells
CA2898770C (en) 2014-07-28 2019-05-21 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
CN104194759B (zh) * 2014-09-23 2017-03-15 甘肃黑马石化工程有限公司 油田采油地层中性解堵剂组合物及其制备方法
CN104818962B (zh) * 2015-04-17 2018-10-23 西南石油大学 采气井井筒水合物堵塞的解除方法
US10662369B2 (en) * 2015-12-11 2020-05-26 Ehtical Solutions, LLC Solvent systems having a high flash point and methods of use thereof
AU2017205434A1 (en) 2016-01-06 2018-07-05 Championx Usa Inc. Temperature-stable paraffin inhibitor compositions
AR107305A1 (es) 2016-01-06 2018-04-18 Ecolab Usa Inc Composiciones de inhibidores de parafina estables a la temperatura
CA3014358C (en) 2016-02-17 2023-01-03 Ecolab Usa Inc. Alkyl diols for crude oil treatment
US10465854B2 (en) 2016-04-07 2019-11-05 Ecolab Usa Inc. Temperature-stable paraffin inhibitor compositions
CN105863560B (zh) * 2016-05-25 2018-09-25 辽宁瑞达石油技术有限公司 油井蒸汽热洗与化学药剂复合清蜡系统及复合清蜡方法
AR109534A1 (es) 2016-09-16 2018-12-19 Ecolab Usa Inc Ésteres y alcoholes grasos para el tratamiento de petróleo crudo
IT201700017880A1 (it) * 2017-02-17 2018-08-17 Lamberti Spa Procedimento per la pulizia di pozzi per l’estrazione di petrolio e gas
US10858575B2 (en) 2017-06-02 2020-12-08 Championx Usa Inc. Temperature-stable corrosion inhibitor compositions and methods of use
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
CN108343398B (zh) * 2017-11-27 2023-02-28 中国石油天然气股份有限公司 一种油井防垢的方法
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
EP3498814A1 (en) * 2017-12-18 2019-06-19 Pipeline Maintenance International Ltd Pipeline cleaning composition
CN108756817B (zh) * 2018-05-14 2020-07-07 中国石油大学(华东) 判断产水气井井筒结垢风险及确定防垢剂注入时机的方法
US11034892B2 (en) 2018-08-14 2021-06-15 EM Capital, LLC Composition and method for extracting, recovering, or removing hydrocarbon materials
US20200190393A1 (en) * 2018-12-13 2020-06-18 Elevance Renewable Sciences, Inc. Olefinic Ester Compositions and Their Use in Remediating Wax Buildup in Oil- and Gas-Related Applications
CN111334378A (zh) * 2018-12-19 2020-06-26 深圳市天正隆科技有限公司 石油钻井平台清洗剂、制备、使用及清洗系统
US11786893B2 (en) 2019-03-01 2023-10-17 United Laboratories International, Llc Solvent system for cleaning fixed bed reactor catalyst in situ
CN110566816A (zh) * 2019-09-25 2019-12-13 威海翔泽新材料科技有限公司 一种用于降低焦油粘度的焦油降粘剂的制备方法
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
US11279887B2 (en) 2020-04-30 2022-03-22 Wellrenew, Llc Treatment composition and method for reducing viscosity of hydrocarbons
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods
US11926789B2 (en) 2021-07-22 2024-03-12 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Additives for wellbore cleaning and fluid displacement

Family Cites Families (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2672450A (en) * 1950-06-28 1954-03-16 Gen Motors Corp Composition for removing adherent deposits from internal-combustion engines
US2881204A (en) * 1953-02-13 1959-04-07 Visco Products Co Oxyalkylated hydroxy compounds
US2805722A (en) * 1956-02-24 1957-09-10 Exxon Research Engineering Co Perforation wells
US2982724A (en) * 1956-05-08 1961-05-02 Swift & Co Hydraulic fluids for pressure treatment of oil bearing formation
US3065171A (en) * 1959-02-05 1962-11-20 Jersey Prod Res Co Treatment of wells
US3083158A (en) * 1959-08-20 1963-03-26 Petrolite Corp Anti-sludging agents
US3162601A (en) * 1962-01-10 1964-12-22 Pan American Petroleum Corp Paraffin removal and prevention
US3395757A (en) * 1964-01-16 1968-08-06 Electro Chem Corp Method and composition for removing and inhibiting paraffin deposition
US3481870A (en) * 1964-09-28 1969-12-02 Petrolite Corp Composition and method for inhibiting the formation of in and removing from oil wells and pipelines deposits of paraffin and paraffinlike deposits
US3368620A (en) * 1965-06-18 1968-02-13 Phillips Petroleum Co Oil recovery process
US3505307A (en) * 1968-03-04 1970-04-07 Chevron Res Ricinoleate as oil-water demulsifier
US3818993A (en) * 1972-01-03 1974-06-25 Marathon Oil Co Lpg micellar solutions as fracturing fluids
US3882029A (en) * 1972-09-29 1975-05-06 Union Oil Co Well completion and workover fluid
US4029570A (en) * 1976-03-29 1977-06-14 Cities Service Company Process for recovering crude oil from an underground reservoir
US4186802A (en) 1978-03-13 1980-02-05 William Perlman Fracing process
US4326985A (en) * 1979-10-05 1982-04-27 Magna Corporation Micellar solutions of thin film spreading agents comprising an acylated polyether polyol
US4302326A (en) * 1980-03-24 1981-11-24 Texaco Canada Inc. Tar sands emulsion-breaking process
DE3049455A1 (de) * 1980-12-30 1982-07-29 Hoechst Ag, 6000 Frankfurt "additionsprodukte aus ethylenoxid-propylenoxid-blockpolymeren und bis-glycidylethern, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung"
US4416754A (en) * 1981-08-24 1983-11-22 Exxon Research And Engineering Co. Compositions and process for dedusting solids-containing hydrocarbon oils
US4619709A (en) * 1982-06-09 1986-10-28 Exxon Research And Engineering Co. Chemical treatment for improved pipe line flushing
US4539100A (en) 1982-07-13 1985-09-03 Husky Oil Operations Ltd. Methods for removing particulate solids and water from petroleum crudes
USRE32302E (en) * 1982-10-25 1986-12-09 Halliburton Company Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids
US4737265A (en) * 1983-12-06 1988-04-12 Exxon Research & Engineering Co. Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils
US4548707A (en) * 1984-04-23 1985-10-22 Conoco Inc. Use of high ethoxylate low carbon atom amines for simultaneous removal of sulfonate surfactants and water from recovered crude oil
DE3644386A1 (de) * 1986-12-24 1988-07-07 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer unterirdischen lagerstaette durch tensidfluten
FR2625547B1 (fr) * 1987-12-30 1990-06-22 Inst Francais Du Petrole Procede pour retarder la formation et/ou reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates
US5690747A (en) * 1988-05-20 1997-11-25 The Boeing Company Method for removing photoresist with solvent and ultrasonic agitation
US5034140A (en) * 1989-11-27 1991-07-23 Halliburton Company Well acidizing compositions and method
US5229017A (en) * 1990-03-01 1993-07-20 Dowell Schlumberger Incorporated Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering
DE4116580A1 (de) 1991-05-21 1992-11-26 Henkel Kgaa Verwendung von fettsaeure-2-ethylhexylestern als kaltreinigungsmittel
FR2694213B1 (fr) * 1992-08-03 1994-10-14 Inst Francais Du Petrole Méthode pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans des effluents de production.
US5749977A (en) * 1992-10-28 1998-05-12 Elf Atochem S.A. Process and composition for degreasing the surface of an object
US5407585A (en) * 1993-08-16 1995-04-18 Exxon Chemical Patents Inc. Method of demulsifying water-in-oil emulsions
US5494611A (en) * 1993-11-24 1996-02-27 Armor All Products Corporation Dual-purpose cleaning composition for painted and waxed surfaces
DE4418800A1 (de) * 1994-05-30 1995-12-07 Basf Ag Verfahren zur Abtrennung vom Wasser aus Rohöl und hierbei verwendete Erdölemulsionsspalter
US5693600A (en) * 1994-07-20 1997-12-02 Bruno Unger Scandinavia Aps Cleansing agent for printing machines and presses and a method of cleaning such machines and presses
DE4434880A1 (de) * 1994-09-29 1996-04-04 Wacker Chemie Gmbh Verfahren zur Förderung von Erdöl
WO1996022451A1 (en) * 1995-01-19 1996-07-25 Bp Chemicals Limited Oil and gas field chemicals
CA2185308C (en) * 1995-10-05 2009-08-11 Charles J. Good Ester-based cleaning compositions
US5858247A (en) * 1996-10-18 1999-01-12 Texchem Group International, L.L.C. Sludge demulsification process and agents
US6022833A (en) * 1996-10-30 2000-02-08 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Multicomponent mixtures for use in geological exploration
US6039880A (en) * 1998-02-24 2000-03-21 Intevep, S.A. Method for dehydrating a waste hydrocarbon sludge
US5998352A (en) * 1998-06-23 1999-12-07 Dotolo Research Ltd. Heavy oil remover
US6242388B1 (en) * 1998-11-23 2001-06-05 Eastman Chemical Company Mutual solvents comprising 2,2,4-trimethyl-1,3-pentanediol mono-or di-isobutyrate and stable emulsions thereof

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2466171C2 (ru) * 2010-12-23 2012-11-10 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") Реагент комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (варианты)
RU2642421C2 (ru) * 2012-04-16 2018-01-25 Марчелло ФЕРРАРА Способ, устройство и химические продукты для обработки нефтяного оборудования
WO2021168524A1 (pt) * 2020-02-27 2021-09-02 Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Ferramenta tubo jateadora a laser
RU2738055C1 (ru) * 2020-03-05 2020-12-07 Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров

Also Published As

Publication number Publication date
CN1244664C (zh) 2006-03-08
OA10760A (en) 2002-12-13
EP0853651B1 (en) 2003-08-20
SA98190610B1 (ar) 2006-10-11
AR003779A1 (es) 1998-09-09
EP0853651A4 (en) 1998-12-30
US6260621B1 (en) 2001-07-17
US6630428B1 (en) 2003-10-07
MX9802674A (es) 1998-11-30
HK1052720A1 (en) 2003-09-26
HK1052720B (zh) 2004-12-31
CN1392220A (zh) 2003-01-22
CN1159407C (zh) 2004-07-28
US6173776B1 (en) 2001-01-16
CA2233710A1 (en) 1997-04-10
BR9610808A (pt) 1999-12-21
CA2233710C (en) 2005-08-23
NO981527D0 (no) 1998-04-03
AU7386896A (en) 1997-04-28
NO981527L (no) 1998-06-02
HK1051216A1 (en) 2003-07-25
EP0853651A1 (en) 1998-07-22
DK0853651T3 (da) 2003-11-17
WO1997012947A1 (en) 1997-04-10
MY117988A (en) 2004-08-30
CN1145684C (zh) 2004-04-14
CO4560488A1 (es) 1998-02-10
CN1405264A (zh) 2003-03-26
AU717908B2 (en) 2000-04-06
CN1202922A (zh) 1998-12-23
US6260620B1 (en) 2001-07-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2169752C2 (ru) Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта
JP4824891B2 (ja) 酸を基剤とするマイクロエマルジョン
US6972274B1 (en) Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
US20060142172A1 (en) Cleaning compositions for oil-gas wells, well lines, casings, equipment, storage tanks, etc., and method of use
RU98108398A (ru) Чистящие композиции для нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб, продуктивных пластов и устройство и способ использования
AU773820B2 (en) A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
US20100022417A1 (en) Composition and Method for the Removal or Control of Paraffin Wax and/or Asphaltine Deposits
US20040087449A1 (en) Cleaning compositions for oil and gas wells, lines, casings, formations and equipment and methods of use
WO2013135644A1 (en) Oil recovery
US6462011B1 (en) Method of and composition for treating hydrocarbon based materials
US6176243B1 (en) Composition for paraffin removal from oilfield equipment
CA2503018A1 (en) Cleaning compositions for oil-gas wells, well lines, casings, equipment, storage tanks, etc., and method of use
IT201700017880A1 (it) Procedimento per la pulizia di pozzi per l’estrazione di petrolio e gas
CN114457344A (zh) 一种海上油井管柱清洗用水基清洗剂及其制备方法
US4588445A (en) Eliminating drilling mud solids from surface well equipment
US4619709A (en) Chemical treatment for improved pipe line flushing
CN1729284A (zh) 油气井、井管线、管套、设备、储存罐等用清洗组合物及使用方法
CN117957053A (zh) 乳化剂组合物
JP2009114312A (ja) 土壌浄化剤組成物
CZ297597B6 (cs) Prostředek pro odstraňování vysokomolekulárních organických úsad z ropy a zemního plynu
ITME940016A1 (it) Solubilizzazione di composti chimici

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20151004