RU2307233C2 - Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений - Google Patents

Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений Download PDF

Info

Publication number
RU2307233C2
RU2307233C2 RU2006101982/03A RU2006101982A RU2307233C2 RU 2307233 C2 RU2307233 C2 RU 2307233C2 RU 2006101982/03 A RU2006101982/03 A RU 2006101982/03A RU 2006101982 A RU2006101982 A RU 2006101982A RU 2307233 C2 RU2307233 C2 RU 2307233C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
scale
group
units
acid
Prior art date
Application number
RU2006101982/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006101982A (ru
Inventor
Эмма ХИЛЛС (GB)
Эмма ХИЛЛС
Сильви ТУЗЕ (FR)
Сильви ТУЗЕ
Брюно ЛАНГЛУА (FR)
Брюно Ланглуа
Original Assignee
Родиа Шими
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
Application filed by Родиа Шими filed Critical Родиа Шими
Publication of RU2006101982A publication Critical patent/RU2006101982A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2307233C2 publication Critical patent/RU2307233C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F2/00—Processes of polymerisation
    • C08F2/002—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts
    • C08F2/005—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts by addition of a scale inhibitor to the polymerisation medium
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/12—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/14—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing phosphorus
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/37—Polymers
    • C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C11D3/378—(Co)polymerised monomers containing sulfur, e.g. sulfonate
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/37—Polymers
    • C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C11D3/3784—(Co)polymerised monomers containing phosphorus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
    • C23F14/02—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes by chemical means
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/02—Non-contaminated water, e.g. for industrial water supply
    • C02F2103/023—Water in cooling circuits
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/26—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof
    • C02F2103/28—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof from the paper or cellulose industry

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Polymerisation Methods In General (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Paints Or Removers (AREA)
  • Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
  • Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
  • Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
  • Edible Oils And Fats (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Hydrogenated Pyridines (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения, включающему использование ингибитора образования отложений. Технический результат - улучшение качества ингибирования образования отложений за счет контроля процесса ингибирования. В способе возбуждения нефтяного месторождения путем закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины. По меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей. Вводят в нефтяное месторождение или месторождения и/или во флюиды два различных ингибитора образования отложений для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений содержат различные обнаруживаемые составляющие, которые могут быть определены аналитически. Изобретение развито в зависимых пунктах. 10 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Уровень техники изобретения
Изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения, включающему использование ингибитора образования отложений. При добыче нефти и, что более важно, при вторичной добыче нефти (где флюид, предпочтительно флюид на водной основе, закачивают в нефтяную скважину для того, чтобы вытеснять сырую нефть) образование отложений может вызвать блокирование трубопровода и пор в нефтеносных отложениях, таким образом уменьшая или даже препятствуя потоку нефти. Таким образом, отложения понижают выход добываемой нефти.
Для решения проблемы образования отложений известны полимеры, ингибирующие образование отложений. Концентрации для обработки вплоть до нескольких сотен частей на миллион обычно являются эффективными. Полимер, ингибирующий образование отложений, обычно добавляют во флюид, подлежащий обработке, или может быть введен в нефтеносные пласты посредством «обработки прокачкой под давлением». Обработка прокачкой под давлением включает закачивание ингибитора отложений в нефтяную эксплуатационную скважину, так что ингибитор входит в пласт горной породы и удерживается там. Когда скважина вводится вновь в эксплуатацию, добываемые флюиды обрабатываются ингибитором образования отложений, который вымывается из пласта горной породы. Таким образом, ингибитор образования отложений высвобождается во флюид. Ингибитор образования отложений может быть введен в водную или неводную среду. Задачей является предотвращение или контроль образования отложений в системах, в которых используется флюид.
Образование отложений контролируется только, если полимер, ингибирующий образование отложений, присутствует в концентрации для обработки в пределах диапазона эффективного определения продукта, например, при минимальной концентрации ингибитора (MIC) в определенной системе (вода + ингибитор образования отложений). В течение добычи, когда ингибитор высвобожден, например, посредством расходования, имеется потребность в повторной прокачке под давлением. При обработке прокачкой под давлением концентрация ингибитора образования отложений в добытых флюидах будет уменьшаться со временем до тех пор, пока не будет необходимо повторение работы по «повторной прокачке под давлением». Также ингибитор образования отложений может быть утрачен посредством, например, адсорбции или разложения. Следовательно, имеется потребность компенсировать ингибитор образования отложений, чтобы заменить его потерю. Последствия образования отложений часто являются катастрофическими в этом применении, и поэтому наиболее важно избежать образования отложений. В целом, можно увидеть, что концентрация ингибитора образования отложений в обрабатываемых флюидах является жизненно важной, и химический анализ полимеров для контроля образования отложений всегда труден при концентрациях типа частей на миллион.
Проблема анализа в последнее время стала более трудной в подводных нефтяных месторождениях, потому что подводные скважины, законченные бурением, где несколько отдельных скважин являются совместными на дне моря, и объединенные флюиды закачиваются на ближайшую эксплуатационную платформу, которая может быть на расстоянии в несколько десятков миль. В этой компоновке, если добыча нефти уменьшается в добытом объединенном флюиде, невозможно определить конкретную скважину, в которой имеется слишком большое образование отложений, и/или определить скважину, в которую должен быть добавлен ингибитор образования отложений. Поэтому иногда необходимо остановить добычу во всех скважинах или добавить слишком много ингибитора образования отложений (например, посредством добавки слишком большого количества ингибитора образования отложений в скважину, в которой требуется меньшее количество). Это уменьшает общую добычу и/или не является эффективным по затратам.
Краткая сущность изобретения
Изобретение направлено на решение упомянутых выше проблем. Таким образом, изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения посредством закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, в котором по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины, из которых по меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей, причем ингибитор образования отложений, имеющий обнаруживаемые составляющие, вводят в нефтяное месторождение(я) и/или во флюиды, отличающийся тем, что используют два различных ингибитора образования отложений, предназначенных для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений имеют различные обнаруживаемые составляющие, которые могут различаться посредством анализа. Эти операции также упоминаются как способ добычи.
Обычно способ дополнительно включает измерение количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде или во флюиде, производном от него, и если количество ингибитора образования отложений ниже, чем заданная величина, типично минимальная концентрация ингибитора, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которых предназначен ингибитор образования отложений.
Изобретение также относится к новым различным полимерам, ингибирующим образование отложений, эффективным при осуществлении вышеупомянутого способа.
Подробное описание изобретения
Определения
Под полимером подразумевается макромолекулярная цепь, содержащая повторяющиеся звенья. Под сополимером подразумеваются полимеры, содержащие повторяющиеся звенья и имеющие по меньшей мере два различных звена. Сополимеры включают полимеры, имеющие два различных повторяющихся звена, три различных повторяющихся звена (иногда упоминаемые как тройные сополимеры) или более.
«MIC» относится к минимальной концентрации ингибитора. MIC может быть оценена в соответствии со статическим испытанием в камере, как описано в NACS Стандарте TM 0197-97, Laboratory Screening test to Determine the Ability of Scale Inhibitors to prevent the precipitation of barium Sulfate and/or Strontium from Solution (for Oil and Gas Production Systems), Item No. 21228, NASE International, 1997.
Способ анализа ICP относится к способу анализа Индуктивно Связанной Плазмы. Этот способ анализа известен специалисту в области техники обнаружения, идентификации и/или определения количества отдельных химических элементов.
Процесс добычи нефти и использование ингибиторов образования отложений
Способ возбуждения нефтяного месторождения посредством закачки флюида известен специалисту в этой области техники. Способ охватывает способ, известный как «заводнение», но не ограничивается этим.
Заводнение является обычно используемой технологией при работах по добыче нефти. Вода закачивается под давлением в водоносный пласт формации через скважины для закачки; в этом процессе нефть вытесняется через минеральные отложения и пласты горной породы в эксплуатационные скважины. Вытесненная нефть затем добывается в вытекающем потоке, содержащем воду и нефть. Морская вода, легко доступная в работах при морской добыче и типично используемая для закачки воды при работе по заводнению, содержит большие количества растворенных солей, таких как сульфат. Взаимодействие закачиваемой воды (при отсутствии эффективных ингибиторов образования отложений) с водой пласта в нефтеносном пласте будет производить нежелательные неорганические отложения (главным образом образующие отложения соли сульфата кальция, сульфата бария и сульфата стронция), которые в конечном счете блокируют трубопровод, клапаны и насосы оборудования для процесса добычи нефти. Дополнительные условия, которые ухудшают отложение образующих отложения солей, включают давление, высокие температуры и высокие концентрации ионов бария, стронция, кальция или железа, которые встречаются в типичных работах по добыче нефти.
Для того чтобы решить проблему образования отложений, может быть использован процесс «прокачки под давлением». В общем, скважина в начале предварительно промывается морской водой, возможно обрабатывается предварительно закачиваемой жидкостью, такой как поверхностно-активное вещество для кондиционирования горных пород, затем выполняют стадию закачки ингибитора образования отложений; затем следует подача дополнительной морской воды (стадия чрезмерной промывки), чтобы распределить ингибитор образования отложений дополнительно в нефтеносный пласт, чтобы он адсорбировался внутри минеральных отложений и пластов горной породы (материнской породы подземного нефтеносного пласта). В продолжение обработки прокачкой под давлением работы по добыче нефти прекращаются. Когда работы по добыче нефти возобновляются, адсорбированный ингибитор образования отложений будет медленно высвобождаться (путем десорбции или растворения) из материнской породы пласта и предотвратит осаждение образующих отложения солей в продолжение последующих работ по добыче нефти. Для нефтяных месторождений, характеризующихся «жесткими» условиями (такими, как высокие концентрации бария или низкое pH), типичные периоды времени, которые требуются перед дополнительной обработкой прокачкой под давлением (долговечность действия прокачки под давлением), составляют от 1 до 6 месяцев; желательно от 6 до 24 месяцев, предпочтительно от 12 до 24 месяцев или дольше. Чем более жесткими являются условия, тем больше тенденция образования отложения сульфатов металлов с последующим закупориванием и засорением материнской породы нефтяного месторождения и оборудования для добычи нефти.
Для решения проблемы образования отложений также возможно добавлять ингибитор образования отложений непосредственно в закачиваемый флюид (обычно флюид на водной основе, предпочтительно флюид на основе морской воды).
Эффективные технологии также включают развертывание посредством колонн труб малого диаметра или помещение в боковой ствол скважины.
Если используется обработка прокачкой под давлением, под флюидом, содержащим полимер, ингибирующий образование отложений, подразумевается либо флюид, используемый для нагнетания полимера, ингибирующего образование отложений в скважину или пласт горной породы, либо флюид, в который указанный полимер, ингибирующий образование отложений, был высвобожден.
Внутрискважинная химическая обработка повседневно и эффективно осуществляется посредством обработок прокачкой под давлением, которые защищают как ствол эксплуатационной скважины, так и пласт вблизи ствола скважины в радиусе примерно 20 футов. Эта периодическая технология включает задержку добычи нефти, в то время как химический реагент накачивается в эксплуатационную скважину и в пласт, закрытие скважины, чтобы дать возможность химическому реагенту взаимодействовать с горной породой пласта, затем вновь начинается добыча. Химический реагент медленно высвобождается из горной породы, возвращаясь на поверхность в добытых флюидах. Защита от образования отложений требует, чтобы концентрации ингибитора в добытых флюидах были выше MIC. При высокой адсорбции ингибитора к пласту медленные возвраты видны при более низких концентрациях (адсорбция может быть оптимизирована, создавая требуемый MIC). Эти возвраты защищают большие объемы добытых флюидов, продлевая долговечность действия прокачки под давлением. Прокачка под давлением повторяется, когда концентрации ингибитора в добытых флюидах достигают MIC.
Основной целью «меченого» полимерного ингибитора является страховка от образования отложений при больших капиталовложениях при разработке месторождений морского подводного комплекса. Однако затраты на обработки прокачкой под давлением в этих скважинах огромны, главным образом в связи с затратами на задержанную нефть и доступ к ней. Посредством сравнения с химическим ингибирующим агентом затраты являются меньшими. Поэтому любое уменьшение интервалов прокачки под давлением в эти скважины в связи с лучшими анализами ингибитора из различных скважин было бы явной экономией затрат. Кроме того, несколько функциональных групп стимулируют адсорбцию в пласт горной породы, и предполагается, что дополнительным последствием включения гидрофобной «метки» в полимеры может быть увеличенная адсорбция ингибитора в пласт.
Основные стадии работ по прокачке под давлением могут включать следующие:
(i) предварительную промывку: Она состоит в разбавлении раствора ингибитора морской водой, часто содержащей поверхностно-активное вещество или деэмульгатор. Она предназначена для охлаждения пласта для того, чтобы понизить адсорбцию вблизи ствола скважины, внедрить ингибитор дальше в пласт. Равную важность имеет вытеснение воды пласта и создание буферной зоны, чтобы избежать любой несовместимости с высокими концентрациями закачанного ингибитора, особенно когда включаются воды с высокой минерализацией /с высоким образованием ионов кальция. Предварительная промывка может также удалить остающуюся поверхностную нефть, чтобы увеличить гидрофильность.
(ii) закачку ингибитора: Основной обработкой ингибитора типично является 5-10% активного ингибитора в морской воде. Моделирование как максимальной адсорбции ингибитора (по изотерме, полученной либо из заводнения керна, либо более точно из исторического согласования), так и площади поверхности, доступной для адсорбции, показывает оптимальные концентрации ингибитора и объемы для того, чтобы привести к максимуму долговечность действия прокачки под давлением без закачки остатка химического реагента.
(iii) чрезмерную промывку: большая часть объема флюида закачивается на этой стадии. Флюид предназначен, чтобы промывать скопление ингибитора дальше в пласт на расстояние по радиусу от 8 до 15 футов. Это увеличивает площадь поверхности горной породы, с которой встречается ингибитор, и увеличивает концентрации для адсорбции. Она также вытесняет ингибитор из охлажденных окрестностей ствола скважины в более горячий пласт, где имеет место большая адсорбция. Моделирование закачанного объема уравновешивает повышенную долговечность действия прокачки под давлением с растущими потребностями начинающейся вновь добычи и потенциалом изменения смачиваемости пласта. Также имеется риск того, что ингибитор будет возвращаться при концентрациях ниже MIC, если он закачан слишком далеко в пласт.
(iv) «остановку»: скважину оставляют, чтобы дать возможность ингибитору адсорбироваться в горную породу. Время остановки типично составляет от 6 до 12 часов в зависимости от продолжительности времени, необходимого для того, чтобы адсорбция ингибитора достигла равновесия. При более высокой температуре скорость адсорбции повышается, и периоды остановки могут быть уменьшены. Моделирование уравновешивает концентрацию адсорбированного ингибитора и стоимость задержанной нефти.
(iv) начинающуюся вновь добычу: Добыча начинается вновь в первоначальном направлении потока. Ингибитор десорбируется из пласта горной породы и возвращается на поверхность в добытых флюидах.
В способе в соответствии с изобретением имеется по меньшей мере две эксплутационные зоны или по меньшей мере две нефтяные скважины, которые моделируются или используются одновременно. Таким образом, по меньшей мере два потока флюида закачивают в эксплутационные зоны или закачивают в нефтяные эксплуатационные скважины. Получаются два вытекающих потока, содержащих нефть. Два потока объединяют, чтобы получить один добытый поток флюида, содержащий нефть. Сочетание вытекающих потоков обычно осуществляется на морском дне, и один добытый поток обычно транспортируется по трубопроводу к производственному оборудованию, такому как нефтепромысловая эксплуатационная платформа. Эта компоновка, в которой объединяются вытекающие потоки, упрощает операции и/или дает возможность эффективного возбуждения такого большого числа скважин или зон, которое является практичным и/или эффективным по затратам. Ингибитор образования отложений используется, как упомянуто выше, либо в соответствии с обработкой прокачкой под давлением посредством закачки для введения указанного ингибитора в нефтяную скважину (в различных эксплуатационных зонах или скважинах), перед возбуждением или посредством добавления прямо во флюид(ы).
В соответствии с изобретением используются различные ингибиторы образования отложений, причем указанные различные ингибиторы образования отложений предназначены для различных зон или скважин. Различные ингибиторы образования отложений имеют различные обнаруживаемые составляющие, которые могут различаться посредством анализа. Различные составляющие также упоминаются как метки. Ингибиторы образования отложений являются различными в зависимости от различных составляющих. Другие группы, составляющие или звенья могут быть идентичными в различных ингибиторах образования отложений. Другими словами, разница между различными ингибиторами образования отложений может состоять только из определяемых составляющих или меток.
Использование различных ингибиторов образования отложений, имеющих различные обнаруживаемые составляющие, дает возможность производить анализ количества указанных ингибиторов образования отложений в объединенном добытом флюиде и, таким образом, когда ингибиторы образования отложений предназначены для зоны или скважины, определить конкретную зону или скважину, в которой имеется слишком много отложений, и/или определить зону или скважину, в которую должен быть введен ингибитор образования отложений. Это введение ингибитора образования отложений может быть осуществлено посредством добавки ингибитора образования отложений в конкретный флюид или посредством прокачки под давлением или повторной прокачки под давлением зоны или скважины. Это предотвращает добавку ингибиторов образования отложений в зону или скважины, в которых он не требуется, и/или одновременную остановку добычи во всех зонах или скважинах для повторной прокачки под давлением всех зон или скважин.
Таким образом, способ в соответствии с изобретением обычно включает измерения количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде или во флюиде, производном от нее, и если количество ингибитора образования отложений ниже заданной величины, например, MIC, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая встречается в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор образования отложений. Короче, проблему образования отложений решают посредством введения предназначенного ингибитора образования отложений во флюид для конкретной зоны или скважины, имеющих проблему образования отложений, или посредством введения большего количества предназначенного ингибитора образования отложений в указанный флюид, или посредством введения предназначенного ингибитора образования отложений в конкретное нефтяное месторождение, имеющее проблему образования отложений в соответствии с обработкой прокачкой под давлением. Введение предназначенных ингибиторов образования отложений предпочтительно осуществляется без остановки добычи в других зонах или скважинах.
Например, ингибитор образования отложений вводится во флюид на водной основе, или большее количество ингибитора образования отложений вводится во флюид, или ингибитор образования отложений вводится в нефтяное месторождение в соответствии с обработкой прокачкой под давлением.
В соответствии с первым вариантом осуществления изобретения ингибиторы образования отложений вводятся во флюид, например, периодически, длительно, непрерывно или когда требуется в соответствии с анализом. Более точно, ингибитор образования отложений вводится во флюид для зоны или скважины, для которой он предназначен. Количество и частота могут изменяться в соответствии с анализом, произведенным на объединенном добытом флюиде.
В соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения различные ингибиторы образования отложений вводятся в нефтяное месторождение перед возбуждением (т.е. перед эффективным вытеснением сырой нефти) посредством нагнетания различных указанных ингибиторов в нефтяное месторождение (в различные зоны или через различные скважины) в соответствии с обработкой прокачкой под давлением. Более точно, ингибитор образования отложений нагнетается (или прокачивается под давлением) в различные зоны или через различные скважины, для тех зон или скважин, для которых он предназначен. Частота работ по прокачке под давлением (или повторной прокачке под давлением) для различных зон или скважин может изменяться в соответствии с анализом, произведенным на объединенном добытом флюиде. Процесс прокачки под давлением может, конечно, содержать любую другую стадию, эффективную в таком процессе, такую как предварительная промывка зоны морской водой. Работы по прокачке под давлением и рецептуры известны специалисту в области добычи нефти.
Анализ или измерение количеств различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде могут быть выполнены любым способом, подходящим для определения различных составляющих или меток. В предпочтительном варианте осуществления все ингибиторы образования отложений могут быть определены посредством одного способа анализа. В соответствии с этим вариантом осуществления стадия измерения количеств различных ингибиторов образования отложений осуществляется с использованием одного устройства.
Способ(ы) анализа зависят от обнаруживаемых составляющих. Подходящие способы анализа включают Индуктивно Связанную Плазму, флуорометрию и колориметрию. Некоторые предпочтительные способы описаны ниже для некоторых предпочтительных составляющих и ингибиторов образования отложений.
Ингибиторы образования отложений
Различные ингибиторы образования отложений представляют собой химические соединения, имеющие различные обнаруживаемые составляющие (метки) и по выбору идентичные или различные другие группы, составляющие или звенья. Предпочтительные ингибиторы образования отложений представляют собой меченые полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и меченые звенья.
Пример предпочтительных различных обнаруживаемых составляющих включает составляющие, выбранные из группы, состоящей из:
а) составляющих с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) составляющих, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
с) составляющих, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода атомы водорода или заместители,
d) составляющих, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида, с
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или
- 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом(Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями,
е) составляющих, производных от мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями,
f) составляющих, содержащих по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу,
g) составляющих, содержащих по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу.
Более подробно эти составляющие рассмотрены ниже как составляющие звеньев полимера.
Примеры различных ингибиторов образования отложений, которые могут быть использованы, включают ингибиторы образования отложений, описанные в следующих документах, которые включены сюда посредством ссылки: GB 2152937; WO 2001007430; WO 98/02492; US 5808103; US 6312644; US 5171450; US 5043406; US 4999456; US 4813973; WO 2001081654; US 5986030; WO 2001007430; US 4194877; EP 647598; US 5378784; US 6077461; WO 00/53235; US 6218491; US 5171450; US 5260386; US 5216086; US 5128419; US 4813973; EP 657474; US 6040406; WO 9735192; EP 0613863; US 5389548; US 4894346; EP 861846.
Используемые полимеры, ингибирующие образование отложений, также включают полимеры на основе фосфора с блокированными концевыми группами, полимеры полиаспартата, полимеры или сополимеры поливинилсульфонатов, полимеры на основе полиакриловой кислоты.
Другие примеры ингибиторов образования отложений, которые могут быть использованы, включают ингибиторы образования отложений, описанные в документе WO 03/029153, который включен сюда посредством ссылки. Эти ингибиторы образования отложений содержат фосфатную составляющую, которая обнаруживается посредством I.C.P. Таким образом, одним из различных ингибиторов образования отложений может быть полимер, имеющий по меньшей мере фосфатную составляющую, образованную из мономеров, выбранных из группы, состоящей из по меньшей мере одного этиленового ненасыщенного мономера (ди)карбоновой кислоты, по меньшей мере одного этиленового ненасыщенного мономера винилсульфоната и их смесей.
Меченый сополимер, ингибирующий образование отложений
Различные ингибиторы образования отложений, все или некоторые их них, представляют преимущественно меченые полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие по меньшей мере два различных звена: звено, ингибирующее образование отложений, и меченые звенья. Поскольку полимер содержит по меньшей мере эти два различные звена, полимер может также упоминаться как сополимер. Звенья, ингибирующие образование отложений, предотвращают образование отложений. Меченые звенья обнаруживаются аналитическими методами. Не исключено, что меченые звенья также предотвращают образование отложений. Не исключено, что звенья, ингибирующие образование отложений, являются обнаруживаемыми.
Полимеры получаются посредством полимеризации мономеров и затем возможным дополнительным взаимодействием полученного полимера с соединением для того, чтобы химически модифицировать по меньшей мере ряд меченых звеньев, объединенных по их потенциалу для образования ковалентных связей с введенным соединением. Дополнительная реакция далее упоминается как реакция постполимеризации. Реакция постполимеризации обычно осуществляется с целью модификации звеньев полимеров, которые будут образовывать меченые звенья.
Любой способ полимеризации может быть использован для получения полимеров. Предпочтительными являются способы радикальной полимеризации. Подходящие способы включают полимеризацию в водной массе/дисперсии, полимеризацию в растворе или эмульсионную полимеризацию. Предпочтительный процесс полимеризации представляет собой полимеризацию в растворе. В соответствии с таким процессом вода заливается в реакционный сосуд, снабженный механической мешалкой и водным конденсатором, и нагревается до 90°С. Туда могут быть добавлены инициаторы полимеризации, или они могут быть поданы позже. «Меченый» мономер может также быть добавлен в эту загрузку, добавлен в подачу полимера или подан отдельно. Загрузка(и) мономера, загрузка растворяемого инициатора и возможно загрузка реагента передачи цепи добавляются в сосуд на 6 часов. Нейтрализация постполимеризации до требуемой концентрации осуществляется с соответствующей солью. Эти процессы и способы известны специалисту в этой области техники.
Новые полимеры, ингибирующие образование отложений
Новые полимеры, ингибирующие образование отложений, эффективные при осуществлении способа, представляют собой полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и меченые звенья, в которых меченые звенья выбраны из группы, состоящей из:
а) звеньев с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) звеньев, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
с) звеньев, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители,
d) звеньев, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида с
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой,
- 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями, и
е) звеньев, производных от мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями.
а) в варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья с меченым атомом, содержащие по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия. Эти звенья могут быть обнаружены любым способом, подходящим для обнаружения атома бора, кремния или германия, таким как ICP. Бор также может быть обнаружен (0-14 мг/л) посредством его реакции с карминовой кислотой и обнаружен фотометрическим способом. Низкие концентрации кремния (0-1,6 мг/л) могут также быть обнаружены таким же образом, как фосфор, с использованием его реакции с молибдатом аквамарином, чтобы получить кремнемолибденовую кислоту, которая может быть восстановлена аминокислотой, чтобы получить интенсивный синий цвет, пропорциональный концентрации кремнезема. Ссылка на обе эти аналитические технологии имеется в HACH Water Analysis Handbook.
Любое звено, содержащее вышеупомянутые атомы, может быть использовано как меченое звено. Эти звенья могут быть производными от мономеров, содержащих указанный атом перед полимеризацией. Звенья могут быть также получены в соответствии со схемой постполимеризации посредством реакции предшествующих звеньев с соединением, содержащим атом.
а1) Примеры звеньев с меченым атомом, включая звенья, содержащие боронатную или борную группу, такие как:
а1.1) звенья, производные от 4-винилбензилбороновой кислоты или 4-винилбензилборонобороната (VBB), акрилоилбензолбороновой кислоты или акрилоилбензолбороната, метакрилоилбензолбороновой кислоты или метакрилоилбензолбороната, 3-аклиламодиофенилборной кислоты или 3-аклиламодифенилбороната, 3-метаклиламодифенилборной кислоты или 3-метаклиламодифенилбороната,
Figure 00000001
а1.2) звенья, полученные взаимодействием, после полимеризации, причем звенья содержат триметилсилановую группу и ВВ3, и возможно затем взаимодействуют со спиртом.
а2) Примеры звеньев с меченым атомом также включают звенья, полученные взаимодействием после полимеризации, причем звенья являются производными от глицеринмонометилакрилата и содержат соединение бора, такое как борная кислота, бороновая кислота (реакция гидроборирования)
Figure 00000002
глицеринмонометакрилат (GMMA)
Figure 00000003
а3) Примеры звеньев с меченым атомом также включают аллилтриэтилгерманий
Figure 00000004
а4) Примеры звеньев с меченым атомом также включают винилтриалкилсилан, такой как винилтриметилсилан.
Figure 00000005
b) в другом варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья, производные от ацетоксистирола, предпочтительно гидролизованного 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола (он представляет собой спирт, который взаимодействует с диазонием). Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как колориметрический способ, после воздействия реагента для обнаружения, такого как соль диазония. Интенсивность цвета, создаваемая продуктом реакции, может быть измерена при помощи УФ-видимого спектрофотометра. Подходящая соль диазония представляет собой п-нитробензолдиазонийгексафторфосфат. Считается, что интенсивность цвета связана с концентрацией продукта реакции (которая эквивалентна концентрации полимера) по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера определяются путем сравнения интенсивности цвета образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера с известной концентрацией.
Для осуществления реакции 4-ацетоксистирол должен иметь свою группу сложного эфира, гидрированного спиртом посредством кипячения раствора. Поглощение может быть измерено при 500 нм. Следующая схема представляет собой пример с ортоаллилфенолом:
Figure 00000006
с) В другом варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья, производные от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители.
Arom предпочтительно представляет собой группу, имеющую по меньшей мере 10 сопряженных атомов углерода, предпочтительно по меньшей мере 14 атомов углерода в по меньшей мере трех сопряженных ароматических кольцах.
Сопряженные ароматические кольца предпочтительно представляют собой кольца С5 или С6.
Arom преимущественно представляет собой группу, имеющую составляющую нафталина, антрацена, пирена или фенантрена, причем указанная составляющая может иметь заместители.
L предпочтительно представляет собой ковалентную связь или двухвалентную алкильную группу С1-С12, или группу, имеющую формулу -О-, -СО-О-, СО-NH- или -О-СО-.
Особенно предпочтительными мечеными звеньями являются звенья, производные от винилантрацена, предпочтительно от 9-винилантрацена.
Figure 00000007
Предпочтительно по меньшей мере один из различных ингибиторов образования отложений представляет собой меченый полимер, ингибирующий образование отложений, содержащий меченые звенья, производные от 9-винилантрацена.
Другие звенья включают звенья, производные от α-винилнафталина, 1-винилпирена, 4-винил-9,10-дифенилантрацена, 3-винилфенантрена, 9-винилакридина.
Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как флуорометрия, например, используя флуорометр с фиксированной длиной волны. Обычно обнаружение полимера происходит при максимумах возбуждения (ex) и испускания (em). Это может быть определено с использованием сканирующего флуорометра в режиме сканирования. Считается, что величина флуоресценции определяется посредством закона Бера-Ламберта. Концентрации полимера, таким образом, определяется в результате сравнения интенсивности образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера известной концентрации.
d) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, полученные взаимодействием, после полимеризации, причем звенья являются производными от винилбензилхлорида с:
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или
-9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями.
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Эти звенья могут быть определены с использованием сканирующего флуорометра в режиме сканирования. Считается, что величина флуоресценции определяется по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера, таким образом, определяются посредством сравнения интенсивности эмиссии образца полимера с калибровочной кривой, полученной из образцов полимера известной концентрации. Примеры величин приведены ниже без намерения ограничить объем изобретения (см. таблицу).
Таблица
Сополимер длина волны возбуждения (нм) длина волны испускания (нм)
ААх/0,01 мол. % Родамина 6G 520 550
ААх/0,1 мол. % Родамина 6G 520 550
ААх - 0,1 мол. % сополимера 9-винилантрацена 260 410
ААх - 0,05 мол. % сополимера 9-винилантрацена 260 410
ААх - 0,01 мол. % сополимера 9-винилантрацена 300 380
хАкриловая кислота
f) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, содержащие по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу, такие как звенья, производные от фосфата(мет)акрилата и (мет)аллилгидроксифосфатов. Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как ICP.
g) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, содержащие по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу, такую как стиролсульфонат и стиролсульфоновая кислота. Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как колориметрический способ, например, путем УФ-видимой спектроскопии при максимальной спектральной поглощательной способности. Считается, что интенсивность цвета связана концентрацией полимера по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера определяются путем сравнения интенсивности цвета образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера известной концентрации. Этот тип анализа известен специалисту в этой области техники.
Figure 00000012
Звенья ингибитора образования отложений
Звенья ингибитора образования отложений предпочтительно выбираются из группы, состоящей из:
- винилсульфокислоты, или солей винилсульфонатов,
- винилфосфоновой кислоты или солей винилфосфонатов,
- винилидендифосфоновой кислоты и ее солей,
- акриловой кислоты,
- метакриловой кислоты,
- винилацетата,
- винилового спирта,
- ненасыщенных моно или дикарбоновых кислот, или различных ангидридов, таких как малеиновый ангидрид, малеиновая кислота, фумаровая кислота, итаконовая кислота, аконитовая кислота, мезаконовая кислота, цитраконовая кислота, кротоновая кислота, изокротоновая кислота, ангеликовая кислота, тиглиновая кислота,
- винилхлорида,
- стирол-п-сульфоновой кислоты или солей стиролсульфонатов,
- акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AMPS),
- гидроксифосфоноуксусной кислоты (HPA),
- гипофосфорных кислот, таких как H3PO3, дающих звенья формулы -PO(OH)-,
- акриламидов,
- пропаргилового спирта, имеющего формулу HC≡CH2-OH,
- бутир-1,4-диола, и
- их смесей.
Отмечено, что мономеры, включающие гидроксильную группу (например, HPA или виниловый спирт), могут способствовать адсорбции кристаллами сульфата бария, причем спиртовая группа дает хорошую адсорбцию на участки активного роста кристаллов, эффективно блокируя их, что эффективно для рассолов с высоким содержанием Ca, которые инактивируют другие кислотные функциональные группы. Мономеры, включающие аминогруппу, могут способствовать адсорбции кристаллами карбоната кальция. Другие сульфированные мономеры (например, AMPS или винилсульфоновая кислота, или соли сульфонатов) могут способствовать смешиваемости рассола.
Другие звенья (другие функции)
В то время как вышеупомянутые звенья обычно содержатся в основной цепи полимера, отмечено, что сополимер может содержать другие звенья и/или другие группы. Другие группы включают группы, которые связаны по меньшей мере с одной концевой группой полимера. Эти группы могут образовываться из инициатора полимеризации или могут быть блокированными концевыми группами. Они могут не иметь конкретной функции или могут составлять группы, ингибирующие образование отложений, меченые группы или группы, способствующие получению ингибитора, или другие.
Таким образом, другие группы или звенья включают группы или звенья, имеющие формулу X"2O3P-CHY"CZ"2PO2X"-, в которой X" представляет собой водород, щелочной металл, щелочноземельный или другой поливалентный металл, аммоний или группу органического основания, Y" и каждая Z", которые могут быть такими же или отличными, представляют собой каждая водород, PO3X2, SO3X или CO2X, или алкильный или арильный остаток. Примерами являются звенья, производные от продукта присоединения винилфосфоновой кислоты (VPA) или винилиден-1,1-дифосфоновой кислоты (VDPA) и гипофосфорной кислоты или ее солей. Такие группы или звенья описаны в документе ЕР 861846. Другие возможные группы или звенья описаны в GB 1458235. Эти другие группы или звенья могут помочь в обнаружении полимера, и/или в получении эффекта, ингибирующего образование отложений.
Стиролсульфоновая кислота, стиролсульфонаты, 4-винилбензолсульфоновая кислота или 4-винилбензолсульфонаты могут способствовать в регулировании десорбции полимера, ингибирующего образование отложений, в так называемых обработках прокачкой под давлением, в частности, при высокой температуре и/или высоком давлении.
Данные по молекулярному весу и другие параметры
Полимер в соответствии с изобретением имеет предпочтительно средний молекулярный вес от 500 до 20000 г/моль и более предпочтительно от 1000 до 8000 г/моль. Средний молекулярный вес полимера или сополимера может быть измерен вытеснительной хроматографией/гельпроникающей хроматографией (GPC). Вытеснительная хроматография по размеру требует прохода полимера вниз по GPC хроматографической колонке с набивкой. Размер пор в колонке приспособлен для специального диапазона молекулярной массы полимера. Когда полимер проявляется в колонке, самая маленькая полимерная цепь проходит через поры и, следовательно, самые большие полимерные цепи проявляются первыми. Проявленный полимер может быть обнаружен в диапазоне детекторов, включающих: дифференциальный показатель преломления, ультрафиолетовое, инфракрасное и световое рассеяние. Анализ дает распределение молекулярной массы в образце полимера. Средние величины специфической статистической молекулярной массы (Mw, Mn, Mz) получаются посредством сравнения времени элюирования со специальными стандартными полимерами с низким распределением молекулярной массы и известной молекулярной массой.
Когда звенья, ингибирующие образование отложений, представляют собой звенья полиакриловой кислоты, средний молекулярный вес составляет предпочтительно от 2000 до 7000 г/моль.
Дополнительно упоминается, что сополимер в соответствии с изобретением может быть в кислотной форме или нейтрализованный, чтобы создать (частично) нейтрализованную соль. Установление рН определяется рядом факторов, включая минералогию формации, для прокачки под давлением химического реагента.
Количество меченых звеньев в полимере
Полимер в соответствии с изобретением содержит эффективно обнаруживаемое количество меченых звеньев. Например, для меченых звеньев сополимер может иметь мольное количество меченых звеньев вплоть до 5%, но преимущественно от 0,01 до 0,2%.
Ингибитор образования отложений обычно вводится в состав, например, флюида либо как подаваемый поток, либо как состав для прокачки под давлением, например, флюид для прокачки под давлением.
Флюиды представляют собой предпочтительно флюиды на водной основе, обычно флюиды на основе морской воды, но другие флюиды не исключаются. Например, растворители на основе гликоля или простого эфира гликоля могут быть использованы. Некоторые эффективные рецептуры флюидов для обработки прокачкой под давлением предусмотрены в документе WO 98/30783, который включен сюда посредством ссылки.
Ингибитор образования отложений в соответствии с изобретением может быть использован в сочетании один с другим, и/или в сопряжении с другими веществами для обработки воды, включающими: поверхностно-активные вещества, такие как анионные поверхностно-активные вещества (например, С10-20 алкилбензилсульфонаты, С10-20 олефинсульфонаты, С10-20 алкилсульфаты, С10-20 алкил от 1 до 25 мол. эфирсульфаты, С10-20 парафинсульфонаты, С10-20 мыла, С10-20 алкилфенолсульфаты, сульфосукцинаты, сульфосукцинаматы, лигнинсульфонаты, жирные эфирсульфонаты, С10-20 алкилфенилэфирсульфаты, С10-20 алкилэтаноламидсульфаты, С10-20 соли жирных альфасульфокислот, С10-20 ацилсаркозинаты, изэтионаты, С10-20 ацилтауриды, С10-20 алкилгидрогенфосфаты), неионные поверхностно-активные вещества (например, этоксилированные и/или пропоксилированные С10-20 спирты, этоксилированные и/или пропоксилированные С10-20 карбоновые кислоты, алканоламиды, оксиды амина, и/или С10-20 ацилсорбитан и/или глицеринэтоксилаты), амфотерные поверхностно-активные вещества (например, бетаины, сульфобетаины, и/или кватернизованные имидозолины) и/или катионные поверхностно-активные вещества (например, соли бензалькония, С10-20 соли алкилтриметиламмония, и/или С10-20 соли алкилтриметил или трис(гидроксиметил)фосфония); комплексообразующие (изолирующие), хелатирующие агенты, ингибиторы коррозии и/или другие пороговые вещества (например, триполифосфат натрия, этилендиаминтетрацетат натрия, нитрилтриацетат натрия, тетрапирофосфат калия, ацетодифосфоновая кислота и ее соли, аммонийтрисметиленфосфоновая кислота и ее соли, этилендиаминтетракис(метиленфосфоновая) кислота и ее соли, диэтилентриаминпентакис (метиленфосфоновая) кислота и ее соли); толилтриазол и смеси нитрата, бензоата, HHP и/или PTSB), биоциды (например, соли тетракис(гидроксиметил)фосфония, формальдегид, глутаральдегид); окисляющие биоциды и/или отбеливатели (например, хлор, диоксид хлора, пероксид водорода, перборат натрия); регуляторы пенообразования, такие как кремниевые пеногасители; поглотители кислорода, такие как гидразины и/или гидроксиламины; вещества, регулирующие рН и/или буферные агенты, такие как амины, бораты, цитраты и/или ацетаты; соли хрома; соли цинка; и/или другие вещества для обработки воды, такие как полимерные диспергаторы и коагулянты, включая полималеиновую, полиакриловую и поливинилсульфоновую кислоты и их соли, крахмалы и/или карбоскиметилцеллюлозу и/или молибдаты. Изобретение предусматривает композиции, содержащие эффективное количество продукта по изобретению, как упомянуто выше, и любое из вышеупомянутых известных веществ для обработки воды. Такие композиции могут, например, содержать от 5 до 95% по весу продукта по изобретению и от 5 до 90% по весу одного или большего числа любых вышеупомянутых веществ для обработки воды.
Более конкретно, флюид может дополнительно содержать добавки, выбранные из следующего:
- ингибиторы коррозии (имидазолин и четвертичные соли аммония),
- ингибиторы гидрирования (такие как метанол) и кинетические ингибиторы, такие как антиагломерирующие вещества,
- ингибиторы образования асфальтена,
- ингибиторы образования парафина,
- биоциды (такие как THPS, например, продаваемые Rhodia под маркой Tolcide®(PS),
- деэмульгаторы,
- поверхностно-активные вещества,
- другие ингибиторы образования отложений.
Водный раствор ингибитора образования отложений может быть использован на стадии закачки (обработка прокачкой под давлением); типично концентрация ингибитора образования отложений составляет от 0,5 до 20%, и предпочтительно от 2 до 10% по весу водного раствора. Когда попутная вода (водоприток) из нефтяной скважины начинает показывать пониженные концентрации ингибитора образования отложений, потребуется дополнительная обработка прокачкой под давлением. В общем эффективное ингибирование образования отложений будет поддерживаться при концентрациях ингибитора выше примерно 25 частей на миллион (в попутной воде или в воде пласта). Чем более эффективен контроль количества полимера, ингибирующего образование отложений, тем ниже может быть концентрация ингибитора образования отложений в попутной воде перед требующейся дополнительной обработкой. Повторная обработка включает закачку дополнительного водного раствора водорастворимого полимера в подземные нефтеносные пласты во время интервалов, выбранных для обеспечения количеств водорастворимого полимера, эффективных для того, чтобы поддержать ингибирование образования отложений.
Для осуществления обработки прокачкой под давлением флюид может быть использован в сопряжении с передовыми химическими реагентами, особенно поверхностно-активными веществами и/или эмульгаторами. Эти химические реагенты обычно применяются перед ингибитором образования отложений для того, чтобы ускорить адсорбцию на горную породу и чтобы свести к минимуму проблемы эмульгирования. Эффективные композиции и способы можно узнать из документа WO 98/30783.
Дополнительно отмечено, что попутная вода флюида для добычи нефти может содержать следы сырой нефти или неорганические остатки, которые не были полностью отделены от полученных флюидов.
Количества (ингибитора образования отложений)
Количество использованного полимера обычно зависит от применения. Для применений, связанных с обработкой прокачкой под давлением, сополимер типично будет применяться в стволе скважины как концентрированный раствор в подходящем текучем носителе. Типичные концентрации ингибитора составят 1-50%, более предпочтительно 5-20%. Жидким носителем может быть морская вода, попутная вода, вода водоносного пласта, вода, обработанная посредством мембраны, например, десульфированная вода или смеси вышеупомянутых. Альтернативно, текучий носитель может быть на основе совместимого растворителя, например, гликолей или простых эфиров гликоля.
Минимальная концентрация ингибитора (MIC) обычно изменяется с химией воды, но будет типично находиться в диапазоне 1-500 частей на миллион, причем более высокие значения относятся к более жесткой окружающей среде образования отложений.

Claims (11)

1. Способ возбуждения нефтяного месторождения путем закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, в котором по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины, из которых по меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей, причем ингибитор образования отложений, содержащий обнаруживаемые составляющие, вводят в нефтяное месторождение или месторождения и/или во флюиды, отличающийся тем, что используют два различных ингибитора образования отложений, предназначенные для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений содержат различные обнаруживаемые составляющие, которые могут быть определены аналитически.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что различные ингибиторы образования отложений вводят во флюид.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что различные ингибиторы образования отложений вводят в нефтяное месторождение перед возбуждением путем нагнетания указанных различных ингибиторов образования отложений в различные нефтяные месторождения, в соответствии с обработкой прокачкой под давлением, причем ингибиторы образования отложений высвобождают в вытекающие потоки.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что различные обнаруживаемые составляющие выбирают из группы, состоящей из
a) составляющих с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) составляющих, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола.
c) составляющих, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY′ в которой
X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y′ представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы; и
Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители,
d) составляющих, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом(Родамином 6G), или CellTracker Blue CMAC, или их солями,
e) составляющих, производных мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями,
f) составляющих, содержащих по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу,
g) составляющих, содержащих по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором различные ингибиторы образования отложений, имеющие различные обнаруживаемые составляющие, представляют собой полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и различные меченые звенья, имеющие различные составляющие, в которых меченые звенья выбирают из группы, состоящей из
a) звеньев с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) звеньев, производных ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
c) звеньев, производных мономера, имеющего следующую формулу:
X2=CYY′, в которой
Х является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y′ представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы; и
Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или их заместители,
d) звеньев, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных винилбензилхлорида, с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или CellTracker Blue CMAC, или их солями, и
e) звеньев, производных от мономера, полученного посредством реакции винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что по меньшей мере один из различных ингибиторов образования отложений представляет собой меченый полимер, ингибирующий образование отложений, содержащий меченые звенья, производные от 9-винилантрацена.
7. Способ по п.5, в котором звенья, ингибирующие образование отложений, производят от мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилсульфокислоты, или солей винилсульфонатов, винилфосфоновой кислоты или солей винилфосфонатов, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, малеинового ангидрида, малеиновой кислоты, стирол-п-сульфоновой кислоты или солей стиролсульфонатов, акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AMPS), и их смесей.
8. Способ по любому из пп.1-3, включающий измерение количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде, или во флюиде, производном от нее, и если количество ингибитора образования отложений ниже, чем заданная величина, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которых предназначен ингибитор образования отложений.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что ингибитор образования отложений вводят во флюид на водной основе, или большее количество ингибитора образования отложений вводят во флюид, или ингибитор образования отложений вводят в нефтяное месторождение в соответствии с обработкой прокачкой под давлением.
10. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что ингибиторы образования отложений определяют одним методом анализа.
11. Способ по п.10, в котором один метод анализа представляет собой флуорометрический метод.
RU2006101982/03A 2003-06-25 2004-06-25 Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений RU2307233C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US48225703P 2003-06-25 2003-06-25
US48227103P 2003-06-25 2003-06-25
US60/482,271 2003-06-25
US60/482,257 2003-06-25

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006101982A RU2006101982A (ru) 2006-08-10
RU2307233C2 true RU2307233C2 (ru) 2007-09-27

Family

ID=33555582

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006101978/04A RU2315778C2 (ru) 2003-06-25 2004-06-25 Меченые ингибирующие образование накипи полимеры, содержащие их композиции и способ предотвращения или регулирования образования накипи
RU2006101982/03A RU2307233C2 (ru) 2003-06-25 2004-06-25 Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006101978/04A RU2315778C2 (ru) 2003-06-25 2004-06-25 Меченые ингибирующие образование накипи полимеры, содержащие их композиции и способ предотвращения или регулирования образования накипи

Country Status (12)

Country Link
US (2) US7703516B2 (ru)
EP (2) EP1639228B1 (ru)
AT (2) ATE438592T1 (ru)
BR (2) BRPI0411780B1 (ru)
CA (2) CA2529895C (ru)
DE (2) DE602004022410D1 (ru)
DK (2) DK1639228T3 (ru)
ES (2) ES2331132T3 (ru)
MX (2) MXPA05014149A (ru)
NO (2) NO331137B1 (ru)
RU (2) RU2315778C2 (ru)
WO (2) WO2005000747A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2579388C2 (ru) * 2010-08-03 2016-04-10 Кемира Кемикалс Инк. Композиции меченого ингибитора отложений и способы ингибирования отложений
RU2657295C2 (ru) * 2016-05-12 2018-06-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах
RU2718591C2 (ru) * 2015-05-13 2020-04-08 Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK2121775T3 (da) 2006-12-21 2011-02-14 Basf Se Fremgangsmåde og polymer til undgåelse af BA/SR-kedelsten med påviselig phosphorfunktionalitet
US8673827B1 (en) * 2007-11-28 2014-03-18 Los Alamos National Security, Llc Method of analysis of polymerizable monomeric species in a complex mixture
RU2383727C2 (ru) 2007-11-30 2010-03-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта
EP2232013A1 (en) 2007-12-17 2010-09-29 Lux Innovate Limited Compositions and methods for monitoring flow through fluid conducting and containment systems
CN101952455A (zh) 2007-12-17 2011-01-19 卢克斯创新有限公司 用于维护流体输导和容纳系统的组合物和方法
US20090320877A1 (en) * 2008-06-30 2009-12-31 Bradley Steven A Process and composition for removing a scale deposit
US8323416B2 (en) * 2008-06-30 2012-12-04 Uop Llc Process and composition for removing a scale deposit
US8173580B2 (en) * 2008-10-21 2012-05-08 Baker Hughes Incorporated Boron crosslinkers for fracturing fluids with appreciably lower polymer loading
US9534167B2 (en) 2008-10-21 2017-01-03 Baker Hughes Incorporated Fracturing method using polyboronic compound
GB0907732D0 (en) * 2009-05-06 2009-07-22 Absolute Petro Hydro Tech Co Ltd Tagged scale inhibitors
WO2011011284A1 (en) * 2009-07-18 2011-01-27 University Of Wyoming Single-well diagnostics and increased oil recovery by oil injection and sequential waterflooding
US20130210155A1 (en) * 2009-09-17 2013-08-15 Chandrashekhar Khandekar Methods For Selection Of A Naphthenate Solids Inhibitor And Test Kit, And Method For Precipitating Naphthenate Solids
DK2504407T3 (da) 2009-11-26 2015-06-22 M I Australia Pty Ltd Sammensætninger og fremgangsmåder til inhibering af dannelse af naphthenatfaststoffer fra flydende kulbrinter
US10689280B2 (en) * 2009-12-31 2020-06-23 Ecolab Usa Inc. Method for the removing and reducing scaling
EA023089B1 (ru) * 2010-03-10 2016-04-29 Басф Се Применение смесей поверхностно-активных веществ поликарбоксилатов для вытеснения нефти микроэмульсией
CA2703319C (en) * 2010-05-05 2012-06-12 Imperial Oil Resources Limited Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes
CN102241441B (zh) * 2010-05-14 2015-12-02 纳尔科公司 包含aa-amps共聚物和pma的组合物及其用途
US9212551B2 (en) 2010-12-13 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Chemical scavenger for downhole chemical analysis
US9052289B2 (en) 2010-12-13 2015-06-09 Schlumberger Technology Corporation Hydrogen sulfide (H2S) detection using functionalized nanoparticles
KR101197648B1 (ko) 2010-12-21 2012-11-09 세종대학교산학협력단 지층수 차단을 위한 폴리머 순차적 주입 공정 시뮬레이션 장치 및 방법
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)
CA2823106C (en) 2011-01-19 2019-02-19 Rhodia Operations Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield
US8921597B2 (en) 2011-06-06 2014-12-30 Baker Hughes Incorporated Preparation of boron crosslinking agents for fracturing fluids
FI2737109T3 (fi) * 2011-07-29 2023-03-15 Kemira Oyj Metallisuolasakkaa inhiboivia polymeerejä ja menetelmiä metalli-suolasakan muodostumisen ehkäisemiseksi
GB201116530D0 (en) * 2011-09-26 2011-11-09 Champion Technologies Ltd Method
EP2650314A1 (en) * 2012-04-13 2013-10-16 Clariant International Ltd. Process for inhibition of sulphide scales
US9145508B2 (en) 2012-05-18 2015-09-29 Ian D. Smith Composition for removing scale deposits
AR092855A1 (es) * 2012-07-10 2015-05-06 Kemira Oyj Composiciones polimericas de inhibicion de incrustaciones marcadas y metodos para inhibir la formacion de incrustaciones
US9994799B2 (en) * 2012-09-13 2018-06-12 Ecolab Usa Inc. Hard surface cleaning compositions comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use
US8871699B2 (en) 2012-09-13 2014-10-28 Ecolab Usa Inc. Detergent composition comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use
GB201217283D0 (en) * 2012-09-27 2012-11-14 Bp Exploration Operating Tagged scale inhibiting polymers
US20140100142A1 (en) 2012-10-05 2014-04-10 Meadwestvaco Corporation Traceable polymeric scale inhibitors and methods of using such scale inhibitors
WO2014055343A1 (en) 2012-10-05 2014-04-10 Meadwestvaco Corporation Traceable polymeric sulfonate scale inhibitors and methods of using
WO2014113112A1 (en) * 2013-01-15 2014-07-24 Conocophillips Company Fluorescent tags for detection of swellable polymers
JP6146075B2 (ja) * 2013-03-22 2017-06-14 栗田工業株式会社 スケール防止方法及びスケール防止剤
MX342993B (es) 2013-04-25 2016-10-13 Inst Mexicano Del Petróleo Proceso de obtencion de copolimeros aleatorios derivados del acido itaconico y/o sus isomeros y alquenil sulfonatos de sodio y uso del producto obtenido.
GB2529602A (en) * 2013-07-31 2016-02-24 Halliburton Energy Services Inc Phospho-friction reducing agents for use in oleaginous-based drilling fluids
US9845674B2 (en) 2013-07-31 2017-12-19 Bp Exploration Operating Company Limited Concentration determining method and system
FI125111B (en) * 2013-11-19 2015-06-15 Kemira Oyj A method for analyzing a sample comprising a first and a second crust inhibitor
FI125102B (en) * 2013-11-19 2015-06-15 Kemira Oyj Method for the determination of an antifouling agent in a sample
US20150159079A1 (en) * 2013-12-10 2015-06-11 Board Of Regents, The University Of Texas System Methods and compositions for conformance control using temperature-triggered polymer gel with magnetic nanoparticles
WO2015174996A1 (en) * 2014-05-16 2015-11-19 Multi-Chem Group, Llc Tagged paraffin inhibitors and asphaltene inhibitors for use in subterranean operations
BR112016023822B8 (pt) 2014-05-16 2023-02-07 Multi Chem Group Llc Método e composição de inibição de corrosão
US9624423B2 (en) 2014-07-01 2017-04-18 Ecolab Usa Inc. Use of fluorescent polymers in marking compositions for the diagnostic determination of cleaning performance
GB2545615B (en) * 2014-12-22 2022-06-15 Halliburton Energy Services Inc Cationic surfactants for scale inhibitor squeeze applications
EA202190108A1 (ru) 2015-03-20 2021-08-31 Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. Модификация характеристик смачиваемости пласта
US10865341B2 (en) 2015-03-20 2020-12-15 Chevron U.S.A. Inc. Engineering formation wettability characteristics
US10711177B2 (en) 2015-03-20 2020-07-14 Chevron U.S.A. Inc. Engineering formation wettability characteristics
US10633573B2 (en) * 2015-04-02 2020-04-28 Clariant International Ltd. Composition and method for inhibition of sulfide scales
US9612204B2 (en) * 2015-05-28 2017-04-04 Conocophillips Company Measurement of scale inhibitor in water systems
CN107288596A (zh) * 2016-03-30 2017-10-24 中国石油化工股份有限公司 一种基于有机碱三元复合驱提高原油采收率的方法
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
US10233273B2 (en) * 2016-06-10 2019-03-19 Ecolab Usa Inc. Paraffin suppressant compositions, and methods of making and using
RU2686549C1 (ru) * 2018-06-29 2019-04-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Состав для воздействия на добываемые флюиды
EP3977104A4 (en) * 2019-05-28 2023-08-16 Nouryon Chemicals International B.V. SCALE CONTROL METHOD IN AQUEOUS SYSTEMS
EP4069758A1 (en) * 2019-12-05 2022-10-12 Kemira OYJ Tagging agents, anti-scalant polymer compositions, and methods
BR112022022601A2 (pt) * 2020-09-04 2023-03-21 Chemtreat Inc Métodos para a previsão e monitoramento de formação de incrustações em sistemas de água industriais
JP2023547437A (ja) 2020-10-26 2023-11-10 エコラボ ユーエスエー インコーポレイティド 地熱井のための方解石スケール制御剤
CN113003739B (zh) * 2021-04-23 2023-01-10 天津市中海水处理科技有限公司 一种含有荧光基团的三元磺酸聚合物阻垢剂及其制备方法
EP4348004A1 (en) * 2021-06-01 2024-04-10 Kemira OYJ Tagged polymer and method
US11584878B1 (en) 2021-12-16 2023-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments
US11866640B2 (en) * 2022-03-25 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Well corrosion control
WO2023245197A2 (en) * 2022-06-16 2023-12-21 Nouryon Chemicals International B.V. Tagged polymers as phosphonate replacements in water treatment applications
CN117362499B (zh) * 2023-12-05 2024-02-09 广东粤首新科技有限公司 一种聚合物基阻垢缓蚀剂的制备工艺

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4894346A (en) 1983-10-11 1990-01-16 Calgon Corporation Method for the colorimetric determination of polycarboxylates in aqueous systems
GB8401166D0 (en) 1984-01-17 1984-02-22 Bevaloid Ltd Labelled polymer compositions
US4741400A (en) * 1986-08-07 1988-05-03 Atlantic Richfield Company Method for scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation
US4813973A (en) 1988-01-11 1989-03-21 The University Of Toronto Innovations Foundation Modified, water-soluble polymers containing amide groups reacted with xanthydrol and other dyes
US4999456A (en) 1990-03-26 1991-03-12 Nalco Chemical Company N-dibenzosuberenylacrylamide (N-5-(5H-dibenzo[a,d]cycloheptenyl)acrylamide)
US5043406A (en) 1990-03-26 1991-08-27 Nalco Chemical Company Fluorescent acrylamide polymers
US5171450A (en) 1991-03-20 1992-12-15 Nalco Chemical Company Monitoring and dosage control of tagged polymers in cooling water systems
NZ250945A (en) 1993-03-03 1994-12-22 Grace W R & Co Treating an aqueous system with a water-soluble/dispersible polymer which contains at least one uv radiation responsive moiety
US5389548A (en) 1994-03-29 1995-02-14 Nalco Chemical Company Monitoring and in-system concentration control of polyelectrolytes using fluorochromatic dyes
GB9523136D0 (en) 1995-11-11 1996-01-10 Procter & Gamble Silicone-containing powders
US5772894A (en) 1996-07-17 1998-06-30 Nalco Chemical Company Derivatized rhodamine dye and its copolymers
GB9703951D0 (en) 1997-02-26 1997-04-16 Albright & Wilson Uk Ltd Novel phosphino derivatives
US6379612B1 (en) 1998-07-27 2002-04-30 Champion Technologies, Inc. Scale inhibitors
AU5935300A (en) 1999-07-22 2001-02-13 Nalco Chemical Company Fluorescent water-soluble polymers
US6312644B1 (en) 1999-12-16 2001-11-06 Nalco Chemical Company Fluorescent monomers and polymers containing same for use in industrial water systems
US6645428B1 (en) 2000-04-27 2003-11-11 Ondeo Nalco Company Fluorescent monomers and tagged treatment polymers containing same for use in industrial water systems
FR2826593B1 (fr) 2001-06-27 2004-04-16 Rhodia Chimie Sa Dispersion comprenant une emulsion dont la phase aqueuse est de force ionique elevee, preparation et utilisation
FR2827193B1 (fr) 2001-07-12 2004-04-23 Rhodia Chimie Sa Granules obtenus par sechage d'emulsion comprenant un polymere et un agent de controle
US7373977B1 (en) 2004-03-29 2008-05-20 Oil Chem Technologies Process for oil recovery employing surfactant gels

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2579388C2 (ru) * 2010-08-03 2016-04-10 Кемира Кемикалс Инк. Композиции меченого ингибитора отложений и способы ингибирования отложений
RU2718591C2 (ru) * 2015-05-13 2020-04-08 Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений
RU2657295C2 (ru) * 2016-05-12 2018-06-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах

Also Published As

Publication number Publication date
US7943058B2 (en) 2011-05-17
US20070267193A1 (en) 2007-11-22
MXPA05014151A (es) 2006-02-24
RU2006101978A (ru) 2006-08-10
EP1636142A2 (en) 2006-03-22
BRPI0411746A (pt) 2006-08-08
NO331137B1 (no) 2011-10-17
EP1639228B1 (en) 2008-04-23
WO2005000747A3 (en) 2005-06-16
WO2005001241A2 (en) 2005-01-06
RU2006101982A (ru) 2006-08-10
ES2331132T3 (es) 2009-12-22
ES2302002T3 (es) 2008-07-01
BRPI0411780B1 (pt) 2013-04-09
NO20056094L (no) 2006-02-21
BRPI0411780A (pt) 2006-08-08
DK1639228T3 (da) 2008-08-18
WO2005000747A2 (en) 2005-01-06
NO340378B1 (no) 2017-04-10
US20070125987A1 (en) 2007-06-07
RU2315778C2 (ru) 2008-01-27
BRPI0411746B1 (pt) 2013-07-30
DE602004013316T2 (de) 2009-05-14
ATE393294T1 (de) 2008-05-15
EP1636142B1 (en) 2009-08-05
ATE438592T1 (de) 2009-08-15
WO2005001241A3 (en) 2005-06-30
DK1636142T3 (da) 2009-11-02
US7703516B2 (en) 2010-04-27
NO20056095L (no) 2006-02-17
DE602004013316D1 (de) 2008-06-05
EP1639228A2 (en) 2006-03-29
DE602004022410D1 (de) 2009-09-17
CA2529895A1 (en) 2005-01-06
MXPA05014149A (es) 2006-02-24
CA2530147A1 (en) 2005-01-06
CA2530147C (en) 2010-08-17
CA2529895C (en) 2010-02-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2307233C2 (ru) Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений
US9902904B2 (en) Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation
US9309137B2 (en) Tagged scale inhibitor compositions and methods of inhibiting scale
WO2007017815A2 (en) Scale inhibitors compatible with sandstone acidizing
NO341276B1 (no) Brønnbehandling
US20220275126A1 (en) Processs to obtain random terpolymers derived from itaconic acid, aconitic acid and/or its isomers, and alkenyl sulfonates and use of the product thereof
EP3310874A1 (fr) Methode et solution de dosage d'inhibiteurs dans un fluide petrolier contenant de l'eau
Talebi et al. The Effect of Blending Polymeric and Phosphonate Scale Inhibitors on Fluid/Fluid and Rock/Fluid Interactions: A Comprehensive Experimental and Theoretical Study
CN100538002C (zh) 使用不同的水垢抑制剂使油田增产的方法
US20240124768A1 (en) Tagging agents, anti-scalant polymer compositions, and methods
WO2022256431A1 (en) Tagged polymer and method

Legal Events

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

Effective date: 20180626