RU2688621C1 - Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells - Google Patents
Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2688621C1 RU2688621C1 RU2018128227A RU2018128227A RU2688621C1 RU 2688621 C1 RU2688621 C1 RU 2688621C1 RU 2018128227 A RU2018128227 A RU 2018128227A RU 2018128227 A RU2018128227 A RU 2018128227A RU 2688621 C1 RU2688621 C1 RU 2688621C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- regeneration
- filters
- solution
- hydro
- Prior art date
Links
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 claims abstract description 6
- YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N trichloroacetic acid Chemical compound OC(=O)C(Cl)(Cl)Cl YNJBWRMUSHSURL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N aminothiocarboxamide Natural products NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 3
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000233805 Phoenix Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001279 adipic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000001175 calcium sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L magnesium sulphate Substances [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- -1 methyl organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- HFFLGKNGCAIQMO-UHFFFAOYSA-N trichloroacetaldehyde Chemical compound ClC(Cl)(Cl)C=O HFFLGKNGCAIQMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/52—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
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности, восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы, вследствии выпадения на поверхность фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, CaSO4.The invention relates to the field of exploration drilling, in particular, to restore the flow rate of hydrogeological wells, reducing it after some time of operation, due to the precipitation of CaCO 3 , MgCO 3 , CaSO 4 salts in water onto the surface of the filter.
Известны способы регенерации фильтров путем механического удаления реагентных, импульсных, импульсно-реагентных методов (см. В.М. Гавриленко, B.C. Алексеев «Фильтры буровых скважин». Изд. 4, переработанное и дополненное. Ростов-на-Дону, «Феникс», 2017 год, с. 367. К недостаткам этих способов относятся сравнительно низкая степень очистки фильтров.Known methods of filter regeneration by mechanical removal of reagent, pulsed, pulsed-reagent methods (see VM Gavrilenko, VS Alekseev "Filters of bore holes". Ed. 4, revised and augmented. Rostov-on-Don, "Phoenix", 2017, pp. 367. The disadvantages of these methods include the relatively low degree of filter cleaning.
Известно, что отложения этих солей хорошо растворяются кислотой или смесями минеральных кислот - азотной и фосфорной, но при этом происходит значительная коррозия металла. Азотная кислота берется концентрированной, что связано с определенной степенью опасности, растворение солей происходит медленно и не до конца. Поэтому в практике гидрогеологических работ по регенерации фильтров, как правило, применяют более слабые органические кислоты (адипиновую, лимонную, сульфаминовую, и др.).It is known that the deposits of these salts dissolve well with acid or mixtures of mineral acids - nitric and phosphoric, but this causes significant corrosion of the metal. Nitric acid is taken concentrated, which is associated with a certain degree of danger, the dissolution of salts occurs slowly and not completely. Therefore, in the practice of hydrogeological work on the regeneration of filters, as a rule, weaker organic acids (adipic, citric, sulfamic, and others) are used.
Из известных химических составов для регенерации фильтров наиболее близким к заявленным является антинакипин. Патент РФ №22213069 от 01.08.2001, МПК CO2F 5/14, имеющий в своем составе следующие компоненты, мас. %Of the known chemical compositions for the regeneration of filters, the closest to the claimed is antinakipin. RF patent №22213069 of August 1, 2001, IPC CO2F 5/14, incorporating the following components, wt. %
- Сульфаминовая кислота - 85-90;- Sulfamic acid - 85-90;
- Аммоний хлористый - 8-10;- Ammonium chloride - 8-10;
- Тиомочевина - 0,51-1,0 (ингибитор коррозии);- Thiourea - 0.51-1.0 (corrosion inhibitor);
- Нитрилотриметилфосфоноваякислота - 1,0-4,5 (ингибитор коррозии).- Nitrilotrimethylphosphonic acid - 1.0-4.5 (corrosion inhibitor).
К недостаткам данного состава антинакипина относятся: Высокая стоимость, высокая коррозионная активность, (ингибитор коррозии тиомочевина не обладает высоким защитным эффектом по отношении к стали и медным, латунным сплавам), слабая активность по отношению к карбонатным отложениям, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин, присутствие солей аммония в растворе является губительным для флоры и фауны.The disadvantages of this composition of anti-scum include: High cost, high corrosivity (corrosion inhibitor thiourea does not have a high protective effect on steel and copper, brass alloys), low activity on carbonate deposits, low degree of filter cleaning of hydrogeological wells, presence ammonium salts in solution is detrimental to the flora and fauna.
Известен также реагент для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, принятый за прототип (патент РФ №2482153 от 13.09.2011 г.), имеющий в своем составе следующие компоненты:Also known reagent for regeneration of filters of hydrogeological wells, adopted for the prototype (RF patent №2482153 from 09/13/2011), incorporating the following components:
- трихлоруксусная кислота 15-20%;- trichloroacetic acid 15-20%;
сульфаминовая кислота 8-10%;sulfamic acid 8-10%;
- ингибитор коррозии КПИ-19 - 0,5-1%;- corrosion inhibitor KPI-19 - 0.5-1%;
- ПАВ - ОП10 0,1-0,5%;- surfactant - OP10 0.1-0.5%;
- вода - остальное.- water - the rest.
К недостаткам данного раствора относится: слабая активность по отношению к карбонатным породам, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин.The disadvantages of this solution include: weak activity in relation to carbonate rocks, low degree of purification of the filter of hydrogeological wells.
Технической задачей изобретения является получение синергетического эффекта и создание реагента с высокой растворимостью кольматанта и с наименьшим воздействием на фильтр.An object of the invention is to obtain a synergistic effect and the creation of a reagent with a high solubility of the colmatant and with the least impact on the filter.
Достигается поставленная задача за счет того, что в реагент для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, содержащий сульфаминовую кислоту, трихлоруксусную кислоту, ингибитор коррозии КПИ-19, поверхностно-активное вещество - ПАВ ОП10 и воду при следующем соотношении компонентов, масс, %:The task is achieved due to the fact that the reagent for regeneration of filters of hydrogeological wells, containing sulfamic acid, trichloroacetic acid, corrosion inhibitor KPI-19, surfactant - surfactant OP10 and water in the following ratio of components, mass,%:
трихлоруксусная кислота - 10-15,trichloroacetic acid - 10-15,
сульфаминовая кислота - 8-10,sulfamic acid - 8-10,
ингибитор коррозии КПИ-19 - 0,3-0,5,corrosion inhibitor KPI-19 - 0.3-0.5,
поверхностно-активное вещество ПАВ ОП10 - 0,5-1,0,surfactant surfactant OP10 - 0.5-1.0,
вода - остальное,water - the rest
вводят дополнительно:administered additionally:
триполифосфат натрия - 8-12,sodium tripolyphosphate - 8-12,
адипиновую кислоту 8-12.adipic acid 8-12.
Предложенные реагенты наряду с защитой от коррозии разрушают кристаллы солей СаСОз, MgCO3, CaSO4 и предотвращает образование кристаллических структур солей СаСОз, MgCO3, CaSO4.The proposed reagents, along with protection against corrosion, destroy crystals of CaCO3, MgCO 3 , CaSO 4 salts and prevent the formation of crystalline structures of CaCO3, MgCO 3 , CaSO 4 salts.
За счет предложенного состава химических реагентов удалось добиться синергетического эффекта, то есть каждый последующий реагент усиливает растворимость отложений солей на фильтрующей поверхности фильтра. Технология регенерации фильтров гидрогеологических скважин заключается в следующем: смешивают сухокислотные компоненты:триполифосфат натрия, сульфаминовую, трихлоруксусную и адипиновую кислоты, полученную смесь растворяют в воде и перемешивают в растворомешалке, добавляя ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество ОП10.Due to the proposed composition of chemical reagents, a synergistic effect was achieved, that is, each subsequent reagent enhances the solubility of salt deposits on the filtering surface of the filter. The regeneration technology of hydrogeological well filters consists of the following: dry acid components are mixed: sodium tripolyphosphate, sulfamic, trichloroacetic and adipic acids, the mixture is dissolved in water and mixed in a mortar mixer, adding a corrosion inhibitor and surfactant OP10.
После этого с помощью бурового насоса прокачивают полученный раствор через гидроерш, спущенный внутрь фильтра, при этом гидроерш перемещается на бурильных трубах, с помощью лебедки бурового станка, вверх - вниз по всей длине фильтра. Тонкие струи раствора размывают кольматант изнутри и он выносится потоком промывочного раствора на поверхность.After that, with the help of a mud pump, the resulting solution is pumped through a hydroherch lowered into the filter, while the hydroherch is moved on the drill pipes with a winch of the drilling machine, up and down along the entire length of the filter. Thin jets of solution erode the colmatant from the inside and it is carried away by a stream of washing solution to the surface.
С целью подтверждения эффективности предлагаемого раствора в лабораторных условиях было выполнено растворение образцов закальматированного фильтра в течении оптимального времени - 45 минут. Результаты приведены в таблице 1.In order to confirm the effectiveness of the proposed solution under laboratory conditions, samples of a hardened filter were dissolved in an optimal time of 45 minutes. The results are shown in table 1.
В механизме синергетического эффекта подтверждена лабораторными опытами составляющая доля действия каждого реагента.In the mechanism of the synergistic effect, the component fraction of the action of each reagent was confirmed by laboratory experiments.
1. Трихлоруксуснаякислота-СС13СООН-бесцветные гигроскопическое кристаллы, продукт органического синтеза, получают путем окисления хлораля, легко растворяется в воде).1. Trichloroacetic acid-CC1 3 COOH-colorless hygroscopic crystals, a product of organic synthesis, is obtained by oxidation of chloral, easily dissolved in water).
2. Сульфаминовая кислота NH2SO3H - бесцветные кристаллы ромбической сингонии, получают взаимодействием мочевины с SO3HSO4, легко растворяется в воде. Обладает значительной меньшей коррозионной активностью, чем соляная и серная кислота.2. Sulfamic acid NH 2 SO 3 H - colorless crystals of the orthorhombic system, obtained by the interaction of urea with SO 3 HSO 4 , easily soluble in water. It has much less corrosive activity than hydrochloric and sulfuric acid.
3. Ингибитор коррозии КПИ-19 -комбинированный ингибитор, содержащий соли замещенного аммония, бромистые органические соединения. Представляет собой вязкую жидкость желто-зеленого цвета с характерным запахом, растворимую в воде, минеральных и органических кислотах, органических растворителях.3. Corrosion inhibitor KPI-19 is a combined inhibitor containing substituted ammonium salts, methyl organic compounds. It is a viscous liquid of yellow-green color with a characteristic odor, soluble in water, mineral and organic acids, organic solvents.
4. Поверхностно - активное вещество ПАВ ОП10 уменьшает поверхностное натяжение на границе фильтрующей поверхности фильтра, уменьшает отложение солей, улучшает разрушение карбонатных отложений на поверхности фильтра.4. Surfactant surfactant OP10 reduces the surface tension at the interface of the filtering surface of the filter, reduces the deposition of salts, improves the destruction of carbonate deposits on the surface of the filter.
5. Триполифосфат натрия - Na5P3O10 - порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде и кислотах.5. Sodium tripolyphosphate - Na 5 P 3 O 10 - white powder, soluble in water and acids.
6. Адипиновая кислота НООС(СН2)4СООН - белый порошок, получают главным образом двухстадийным окислением циклогексана, который легко растворяется в воде.6. Adipic acid HOOC (CH 2 ) 4 COOH is a white powder, obtained mainly by two-stage oxidation of cyclohexane, which is easily dissolved in water.
Реакция с отложением солей на поверхности фильтра происходит следующим образом:The reaction with the deposition of salts on the surface of the filter is as follows:
Сульфаминовая кислота NH2SO3HSulfamic acid NH 2 SO 3 H
CaCO3+NH2S03H→Ca2+NH2S03+↑C02+Н20CaCO 3 + NH 2 S0 3 H → Ca 2+ NH 2 S0 3 + ↑ C0 2 + H 2 0
MgC03+NH2S03H→Mg2++NH2S03+↑C02+H20MgC0 3 + NH 2 S0 3 H → Mg 2+ + NH 2 S0 3 + ↑ C0 2 + H 2 0
CaCO4+NH2S03H→Ca2++NH2S03+H2S↑+Н20CaCO 4 + NH 2 S0 3 H → Ca 2+ + NH 2 S0 3 + H 2 S ↑ + H 2 0
Трихлоруксусная кислота CCl3COOHTrichloroacetic acid CCl 3 COOH
СаСОз+СС13СООН→Са2++С1+↑С02+Н20CAS02 + CC1 3 COOH → Ca 2+ + C1 + ↑ C0 2 + H 2 0
MgC03+CCl3COOH→Mg2++С1+↑С02+Н20MgC0 3 + CCl 3 COOH → Mg 2+ + C1 + ↑ C0 2 + H 2 0
CaC04+NH2S03H→[CCl3COO]2Ca+H2S↑+H20CaC0 4 + NH 2 S0 3 H → [CCl 3 COO] 2 Ca + H 2 S + H 2 0
Адипиновая кислота HOOC(CH2)4COOHAdipic acid HOOC (CH 2 ) 4 COOH
СаСОз+HOOC(CH2)4COOH→[(CH2)4(COO)2]Ca+↑C02+Н20CAS02 + HOOC (CH 2 ) 4 COOH → [(CH 2 ) 4 (COO) 2 ] Ca + ↑ C0 2 + H 2 0
MgCO3+HOOC(CH2)4COOH→[(CH2)4(COO)2]Mg+↑C02+Н20MgCO 3 + HOOC (CH 2 ) 4 COOH → [(CH 2 ) 4 (COO) 2 ] Mg + ↑ C0 2 + H 2 0
CaSO4+HOOC(CH2)4COOH→[(CH2)4(COO)2]Ca+↑S04+H20CaSO 4 + HOOC (CH 2 ) 4 COOH → [(CH 2 ) 4 (COO) 2 ] Ca + ↑ S0 4 + H 2 0
В результате реакции предлагаемых кислот с карбонатами кальция, магния и сульфата кальция, получаем продукты реакции С02, H2S, Н20.As a result of the reaction of the proposed acids with calcium carbonate, magnesium and calcium sulphate, we obtain the reaction products C0 2 , H 2 S, H 2 0.
Триполифосфат натрия Na5P3O10 Sodium tripolyphosphate Na 5 P 3 O 10
5CaCOз+3Na5P3O10→Ca5(P3O10)2+5Na2CO3 5CaCO3 + 3Na 5 P 3 O 10 → Ca 5 (P 3 O 10 ) 2 + 5Na 2 CO 3
5Fe(OH)3+3Na5P3O10→Fe5(P3O10)3+15Na2OH5Fe (OH) 3 + 3Na 5 P 3 O 10 → Fe 5 (P 3 O 10 ) 3 + 15Na 2 OH
5FеСО3+2Nа5Р3O10→Fе5(Р3O10)2+5Na2CO3 5FeSO 3 + 2Na 5 P 3 O 10 → Fe 5 (P 3 O 10) 2 + 5Na 2 CO 3
Выполненные лабораторные исследования на образцах закольматированного фильтра (таблица 1) показывают, что эффективность предлагаемого раствора для регенерации фильтров в среднем на 40% выше, чем эффективность раствора принятого за прототип (патент РФ №2482153 от 13.09.2011 г).Completed laboratory studies on samples of a kolmat filter (table 1) show that the effectiveness of the proposed solution for filter regeneration is on average 40% higher than the efficiency of the solution adopted for the prototype (RF Patent No. 2482153 of September 13, 2011).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018128227A RU2688621C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018128227A RU2688621C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2688621C1 true RU2688621C1 (en) | 2019-05-21 |
Family
ID=66636950
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018128227A RU2688621C1 (en) | 2018-08-01 | 2018-08-01 | Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2688621C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1554274A (en) * | 1977-09-12 | 1979-10-17 | British Petroleum Co | Filtration |
| RU2086760C1 (en) * | 1995-03-30 | 1997-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing sedimentations from injection wells |
| RU2213069C2 (en) * | 2001-08-01 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Радуга-Плюс" | Antiscaling compound |
| RU2375554C2 (en) * | 2008-02-15 | 2009-12-10 | Флорит Сагитович Гарифуллин | Method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in production well complicated with scaling |
| RU2482153C1 (en) * | 2011-09-13 | 2013-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" | Water well filter regeneration solution |
-
2018
- 2018-08-01 RU RU2018128227A patent/RU2688621C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1554274A (en) * | 1977-09-12 | 1979-10-17 | British Petroleum Co | Filtration |
| RU2086760C1 (en) * | 1995-03-30 | 1997-08-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for removing sedimentations from injection wells |
| RU2213069C2 (en) * | 2001-08-01 | 2003-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Радуга-Плюс" | Antiscaling compound |
| RU2375554C2 (en) * | 2008-02-15 | 2009-12-10 | Флорит Сагитович Гарифуллин | Method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in production well complicated with scaling |
| RU2482153C1 (en) * | 2011-09-13 | 2013-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" | Water well filter regeneration solution |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10982129B2 (en) | Composition and method for making converter-dissolver composition for dissolving metal sulfate scales from surfaces | |
| US10895140B2 (en) | Compositions and methods for controlled delivery of acid | |
| EP2371923B1 (en) | Scale inhibitor | |
| RU2688621C1 (en) | Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells | |
| RU2482153C1 (en) | Water well filter regeneration solution | |
| RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
| US20140066351A1 (en) | Stabilized Pipe Scaling Remover and Inhibitor Compound | |
| RU2717850C1 (en) | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant | |
| RU2611796C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) | |
| GB2314865A (en) | Removal of sulphate scale from surfaces | |
| RU2347797C2 (en) | Base for kill fluids and well completion | |
| US4804484A (en) | Antifloc additives for sodium bromide compositions | |
| RU2775634C1 (en) | Composition for dissolving barium sulfate precipitate | |
| RU2309176C2 (en) | Technological liquid for perforation and damping holes | |
| RU2723426C1 (en) | Composition for removing deposits of complex mineral-organic nature formed in a well during extraction of hydrocarbon or mineral resources | |
| RU2242602C2 (en) | Composition for treating carbonate strata | |
| RU2447125C1 (en) | Composition for preventing inorganic salt deposits when extracting oil and gas from wells | |
| SU1133423A1 (en) | Composition for treating gas-bearing coal bed | |
| US4871023A (en) | Method for controlling the pH of steam fluids | |
| RU2777039C1 (en) | Composition for processing the bottom-hole zone of carbonate and terrigenous reservoirs | |
| US5344818A (en) | Well treating composition | |
| US20240182332A1 (en) | Methods for decreasing calcium sulfate precipitation in produced water | |
| RU2778752C1 (en) | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 | |
| SU607955A1 (en) | Composition for inhibiting deposition of salts | |
| US3975281A (en) | Method for treating scale |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200802 |