RU2718591C2 - Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений - Google Patents
Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2718591C2 RU2718591C2 RU2017141059A RU2017141059A RU2718591C2 RU 2718591 C2 RU2718591 C2 RU 2718591C2 RU 2017141059 A RU2017141059 A RU 2017141059A RU 2017141059 A RU2017141059 A RU 2017141059A RU 2718591 C2 RU2718591 C2 RU 2718591C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- weight percent
- deposits
- formation
- acid
- scale
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 title abstract description 58
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 30
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 23
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 21
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 4-ethenylbenzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=C(C=C)C=C1 MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 3
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 claims 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 36
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 28
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 15
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 7
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 5
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 5
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 2-(2-cyanopropan-2-yldiazenyl)-2-methylpropanenitrile Chemical compound N#CC(C)(C)N=NC(C)(C)C#N OZAIFHULBGXAKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 3
- XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N n-tert-butylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)(C)NC(=O)C=C XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010794 Cyclic Steam Stimulation Methods 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 150000003926 acrylamides Chemical group 0.000 description 2
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 2
- -1 but not limited to Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 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
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 125000005395 methacrylic acid group Chemical class 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000003878 thermal aging Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002818 (Hydroxyethyl)methacrylate Polymers 0.000 description 1
- KMOUUZVZFBCRAM-UHFFFAOYSA-N 1,2,3,6-tetrahydrophthalic anhydride Chemical compound C1C=CCC2C(=O)OC(=O)C21 KMOUUZVZFBCRAM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylimidazole Chemical compound C=CN1C=CN=C1 OSSNTDFYBPYIEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RUMACXVDVNRZJZ-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(C)COC(=O)C(C)=C RUMACXVDVNRZJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCO GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCCCOC(=O)C=C QZPSOSOOLFHYRR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFDVPJUYSDEJTH-UHFFFAOYSA-N 4-ethenylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=NC=C1 KFDVPJUYSDEJTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIHKILSPWGDWPR-UHFFFAOYSA-N 6708-37-8 Chemical compound C1CC2C3C(=O)OC(=O)C3C1C=C2 YIHKILSPWGDWPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KNDQHSIWLOJIGP-UHFFFAOYSA-N 826-62-0 Chemical compound C1C2C3C(=O)OC(=O)C3C1C=C2 KNDQHSIWLOJIGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000219310 Beta vulgaris subsp. vulgaris Species 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WIVTXBIFTLNVCZ-UHFFFAOYSA-N CC(=C)C(=O)OCCP(=O)=O Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCP(=O)=O WIVTXBIFTLNVCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acrylate Chemical compound CCOC(=O)C=C JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 description 1
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 description 1
- WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N Hydroxyethyl methacrylate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCO WOBHKFSMXKNTIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYCMBHHDWRMZGG-UHFFFAOYSA-N Methylacrylonitrile Chemical compound CC(=C)C#N GYCMBHHDWRMZGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100496858 Mus musculus Colec12 gene Proteins 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000000111 Saccharum officinarum Species 0.000 description 1
- 235000007201 Saccharum officinarum Nutrition 0.000 description 1
- 241000872198 Serjania polyphylla Species 0.000 description 1
- 235000021536 Sugar beet Nutrition 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N alstonine Natural products C1=CC2=C3C=CC=CC3=NC2=C2N1C[C@H]1[C@H](C)OC=C(C(=O)OC)[C@H]1C2 WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O azanium;cerium;nitrate Chemical compound [NH4+].[Ce].[O-][N+]([O-])=O HKVFISRIUUGTIB-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004061 bleaching Methods 0.000 description 1
- PVEOYINWKBTPIZ-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid Chemical compound OC(=O)CC=C PVEOYINWKBTPIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N citraconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C\C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 229940018557 citraconic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009749 continuous casting Methods 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- SUPCQIBBMFXVTL-UHFFFAOYSA-N ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCOC(=O)C(C)=C SUPCQIBBMFXVTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- QQYNRBAAQFZCLF-UHFFFAOYSA-N furan-maleic anhydride adduct Chemical compound O1C2C3C(=O)OC(=O)C3C1C=C2 QQYNRBAAQFZCLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013372 meat Nutrition 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N mesaconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C/C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N methylfumaric acid Natural products OC(=O)C(C)=CC(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N pent‐4‐en‐2‐one Natural products CC(=O)CC=C PNJWIWWMYCMZRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical class OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 244000144977 poultry Species 0.000 description 1
- 235000013594 poultry meat Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- YOKDQEBPBYOXHX-UHFFFAOYSA-N prop-1-en-2-ylphosphonic acid Chemical compound CC(=C)P(O)(O)=O YOKDQEBPBYOXHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CC=C RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C02F5/02—Softening water by precipitation of the hardness
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L25/00—Compositions of, homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by an aromatic carbocyclic ring; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L25/18—Homopolymers or copolymers of aromatic monomers containing elements other than carbon and hydrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/02—Homopolymers or copolymers of acids; Metal or ammonium salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L41/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a bond to sulfur or by a heterocyclic ring containing sulfur; Compositions of derivatives of such polymers
-
- 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
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- 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
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24H—FLUID HEATERS, e.g. WATER OR AIR HEATERS, HAVING HEAT-GENERATING MEANS, e.g. HEAT PUMPS, IN GENERAL
- F24H1/00—Water heaters, e.g. boilers, continuous-flow heaters or water-storage heaters
-
- 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
- C08F2500/00—Characteristics or properties of obtained polyolefins; Use thereof
- C08F2500/02—Low molecular weight, e.g. <100,000 Da.
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Separation, Recovery Or Treatment Of Waste Materials Containing Plastics (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к термостабильным композициям полимерных ингибиторов образования отложений и их применению. Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, где указанная композиция содержит сополимер карбоновой кислоты, содержащий следующие мономеры: одну или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одну из их солей и 4-стиролсульфокислоту. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – обеспечение высокой термостабильности, подходящей для применения при высоком давлении/высокой температуре. 7 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 пр.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к термостабильным композициям полимерных ингибиторов образования отложений и их применению. Композиции полимерных ингибиторов образования отложений согласно настоящему изобретению являются особенно подходящими для применений при высоком давлении/высокой температуре.
Уровень техники
Полимеры, ингибирующие образование отложений, часто применяют при обработке воды и на нефтяных месторождениях для минимизации и/или предотвращения образования отложений. Образование отложений может происходить при транспортировке водных смесей и в подземных горных породах вследствие присутствия воды, содержащей катионы щелочноземельных металлов, таких как кальций, барий, стронций и другие, а также присутствия анионов, таких как фосфат, сульфаты, карбонаты, силикаты и другие. Когда эти ионы присутствуют в достаточных концентрациях, может образовываться осадок, который скапливается на внутренних поверхностях трубопроводов, применяемых для транспортировки, или в подземных горных породах, что затрудняет прохождение целевой среды, например воды или нефти.
В нефтепромысловой сфере отложения, которые образуются чаще всего, включают отложения сульфата кальция, сульфата бария и/или карбоната кальция, которые обычно образуются в пресных водах или солевых растворах, применяемых при интенсификации скважин, в результате повышенных концентраций данных конкретных ионов, рН воды, давлений и температур. Кроме того, в присутствии фосфатов, обычно применяемых для обработки скважин и труб против коррозии, может образовываться фосфат кальция. Накопление таких минеральных осадков может уменьшать или блокировать поток в трубопроводах и горных породах, а также вызывать другие проблемы. Во многих случаях первым признаком накопления значительного количества отложений может являться снижение эффективности скважины. В этих случаях может потребоваться проведение работ по удалению отложений. В результате потребуются потенциально значительные расходы, в том числе обусловленные простоем, для проведения ремонта, необходимого вследствие образования отложений.
Материалы, ингибирующие образование отложений, обычно наносят на горные породы под давлением перед добычей. При таких применениях добавляют сравнительно концентрированную форму ингибитора образования отложений. Согласно данному способу ингибитор образования отложений закачивают в водоносную зону, и он прикрепляется к пласту посредством химической адсорбции или путем активируемого температурой осаждения. Когда добычу из скважины возобновляют, ингибитор образования отложений выщелачивается из породы с обеспечением ингибирования образования отложений.
Капиллярная подача является еще одним способом доставки материалов, ингибирующих образование отложений. При капиллярной подаче композицию ингибитора образования отложений в сравнительно концентрированном виде непрерывно закачивают в скважину во время добычи.
Вследствие изменений режимов потребления и доступности энергии разведку и добычу осуществляют на все больших глубинах. В результате химические реагенты, применяемые для улучшения добычи нефти и газа, подвергаются воздействию повышенных температур (например, от 150 до 230°C) и давлений (например, от 25000 до 30000 фунтов на квадратный дюйм), которые, как в целом известно, растут как функция глубины скважины. Многие из композиций, обычно применяемых в качестве ингибиторов образования отложений, имеют кислый рН и неустойчивы в условиях высоких температур и давления. В таких условиях данные композиции разлагаются и не выполняют требуемую функцию ингибитора образования отложений.
Публикации заявок на патент США №№ 2012/0118575 и 2005/0096233 относятся к способу предотвращения образования отложений в водяной системе путем введения водорастворимого полимера, содержащего неионизируемый ненасыщенный мономер, винилсульфокислоту и стиролсульфокислоту. В то время как водорастворимые полимерные ингибиторы образования отложений, содержащие в своей основной цепи алифатическую сульфокислоту (т.e. винилсульфонат), демонстрируют хорошее ингибирование образования кальцита, при термическом старении при температурах от умеренных до высоких указанные ингибиторы демонстрируют резкое снижение эффективности.
Существует потребность в композиции ингибитора образования отложений, обладающей хорошей термической стабильностью, подходящей для применений при высоком давлении/высокой температуре.
Краткое описание изобретения
Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, при этом указанная водная композиция, ингибирующая образование отложений, содержит, по существу состоит из или состоит из сополимера поликарбоновой кислоты, содержащего, по существу состоящего из или состоящего из следующих мономеров: i) одной или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одной из их солей, предпочтительно акриловой кислоты, метакриловой кислоты или их смесей и ii) стиролсульфокислоты и/или одной из ее солей, предпочтительно 4-стиролсульфокислоты.
В одном варианте реализации настоящего способа, описанного выше, i) одна или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одна из их солей присутствует в количестве от 50 до 98 массовых процентов полимеризованных мономеров и ii) стиролсульфокислота и/или одна из ее солей присутствует в количестве от 2 до 50 массовых процентов, при этом массовый процент рассчитывают на общую массу полимеризованных мономеров.
В одном варианте реализации настоящего способа, раскрытого выше в настоящем документе, сополимер поликарбоновой кислоты представляет собой сополимер, состоящий из акриловой кислоты и 4-стиролсульфокислоты, со средневесовой молекулярной массой от 1000 до 50000 Дальтон.
В одном варианте реализации настоящего способа, описанного выше в настоящем документе, водную композицию, ингибирующую образование отложений, вводят под давлением.
В другом варианте реализации настоящего способа, раскрытого выше в настоящем документе, водную композицию, ингибирующую образование отложений, вводят путем капиллярной подачи.
В другом варианте реализации настоящего способа, раскрытого выше в настоящем документе, установка, содержащая водяную систему, представляет собой котел, скважину для добычи нефти и газа или геотермальную скважину, предпочтительно установка, содержащая водяную систему, представляет собой установку с парогравитационным дренажем (SAGD) или нагнетанием пара.
Подробное описание изобретения
Композиция ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению содержит сополимер поликарбоновой кислоты, который содержит, по существу состоит из или состоит из продукта реакции следующих мономеров: i) одной или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или их солей и ii) стиролсульфокислоты и/или одной из ее солей. Полимеры поликарбоновой кислоты и способы их полимеризации хорошо известны; см. патент США № 5294686 и патент США № 6001940, оба из которых полностью включены в настоящую заявку посредством ссылки. Любой подходящий способ полимеризации можно применять для получения сополимеров поликарбоновой кислоты согласно настоящему изобретению, таких как способ свободнорадикальной полимеризации, полимеризация в водном объеме/дисперсионная полимеризация, полимеризация в растворе или эмульсионная полимеризация.
Сополимеризацию сомономеров можно осуществлять в присутствии инициаторов полимеризации, включая, без ограничения, персульфат аммония, персульфат натрия, персульфат калия, азо-инициаторы, азобисизобутиронитрил (AIBN), органические или неорганические пероксиды, аммония-церия нитрат, перхлораты и им подобные. Инициаторы полимеризации в целом присутствуют в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 10 массовых процентов в расчете на общую массу мономеров, что понятно специалистам в данной области техники.
В некоторых вариантах реализации сополимер поликарбоновой кислоты согласно настоящему изобретению содержит только два сомономера (т.e. моноэтиленненасыщенную кислоту и стиролсульфокислоту), в других вариантах реализации сополимер может содержать в дополнение к моноэтиленненасыщенной кислоте и стиролсульфокислоте один или более дополнительных сомономеров.
Подходящими моноэтиленненасыщенными кислотами могут являться монокислоты, дикислоты или поликислоты, и указанные кислоты могут представлять собой карбоновые кислоты, фосфоновые кислоты, соли или их комбинации. Подходящими моноэтиленненасыщенными кислотами являются, например, акриловая кислота, метакриловая кислота, кротоновая кислота, винилуксусная кислота, кислота и их соли щелочных металлов и аммония. Подходящими моноэтиленненасыщенными дикарбоновыми кислотами и ангидридами цис-дикарбоновых кислот являются, например, малеиновая кислота, малеиновый ангидрид, 1,2,3,6-тетрагидрофталевый ангидрид, 3,6-эпокси-1,2,3,6-тетрагидрофталевый ангидрид, 5-норборнен-2,3-дикарбоновый ангидрид, бицикло[2.2.2]-5-октен-2,3-дикарбоновый ангидрид, 3-метил-1,2,6-тетрагидрофталевый ангидрид, 2-метил-1,3,6-тетрагидрофталевый ангидрид, итаконовая кислота, мезаконовая кислота, фумаровая кислота, цитраконовая кислота и их соли щелочных металлов и аммония. Другие подходящие моноэтиленненасыщенные кислоты включают аллилфосфоновую кислоту, изопропенилфосфоновую кислоту, винилфосфоновую кислоту и их соли щелочных металлов и аммония. Наиболее предпочтительно одна или более моноэтиленненасыщенных карбоновых кислот представляют собой акриловую кислоту и метакриловую кислоту.
Подходящие сополимеры поликарбоновой кислоты могут содержать один или более мономеров моноэтиленненасыщенной кислоты, сополимеризованных с одним или более мономерами, не содержащими моноэтиленненасыщенные кислоты.
Подходящие мономеры, не содержащие моноэтиленненасыщенные кислоты, включают С1-С4-алкиловые эфиры акриловой или метакриловой кислот, такие как метилакрилат, этилакрилат, бутилакрилат, метилметакрилат, этилметакрилат, бутилметакрилат и изобутилметакрилат; гидроксиалкиловые эфиры акриловых или метакриловых кислот, такие как гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксиэтилметакрилат и гидроксипропилметакрилат. Другими мономерами, не содержащими моноэтиленненасыщенных кислот, мономерами являются акриламиды и алкилзамещенные акриламиды, включающие акриламид, метакриламид, N-трет-бутилакриламид, N-метилакриламид и N,N-диметилакриламид. Другие примеры мономеров, не содержащих моноэтиленненасыщенные кислоты, включают акрилонитрил, метакрилонитрил, аллиловый спирт, фосфоэтилметакрилат, 2-винилпиридин, 4-винилпиридин, N-винилпирролидон, N-винилформамид, N-винилимидазол, винилацетат и стирол.
Предпочтительными сомономерами являются малеиновая кислота и винилацетат, акриловая кислота и винилацетат, акриловая кислота и N-трет-бутилакриламид, метакриловая кислота и винилацетат, метакриловая кислота и N-трет-бутилакриламид, более предпочтительно акриловая кислота и метакриловая кислота, при этом полученные полимеры могут состоять только из двух мономеров, описанных в настоящем документе выше, или содержать два описанных мономера и один или более дополнительных мономеров.
Моноэтиленненасыщенная кислота присутствует в сополимере в количестве, равном или большем чем 50 массовых процентов, предпочтительно, равном или большем чем 60 массовых процентов и более предпочтительно, равном или большем чем 70 массовых процентов в расчете на общую массу полимеризованных мономеров. Моноэтиленненасыщенная кислота присутствует в сополимере в количестве, равном или меньшем чем 98 массовых процентов, предпочтительно, равном или меньшем чем 90 массовых процентов и более предпочтительно, равном или меньшем чем 80 массовых процентов в расчете на общую массу полимеризованных мономеров.
Одну или более моноэтиленненасыщенных кислот полимеризуют со стиролсульфокислотой или ее солью. Среди стиролсульфокислот (и их солей) предпочтительно применяют 4-стиролсульфокислоту.
Стиролсульфокислота присутствует в сополимере поликарбоновой кислоты в количестве, равном или большем чем 2 массовых процента, предпочтительно, равном или большем чем 10 массовых процентов и более предпочтительно, равном или большем чем 20 массовых процентов в расчете на общую массу полимеризованных мономеров. Стиролсульфокислота присутствует в сополимере поликарбоновой кислоты в количестве, равном или меньшем чем 50 массовых процентов, предпочтительно, равном или меньшем чем 40 массовых процентов и более предпочтительно, равном или меньшем чем 30 массовых процентов в расчете на общую массу полимеризованных мономеров.
Когда сополимер поликарбоновой кислоты содержит звенья, полученные из ненасыщенных поликарбоновых кислот (и/или их солей) и/или стиролсульфокислоты (и/или ее солей), предпочтительным образом применяют натриевые, калиевые или аммониевые соли указанных кислот. Когда присутствует одна или более солей, содержание каждой соли предпочтительно равно или составляет менее чем 30 массовых процентов, более предпочтительно равно или составляет менее чем 20 массовых процентов, более предпочтительно равно или составляет менее чем 15 массовых процентов, более предпочтительно равно или составляет менее чем 10 массовых процентов, более предпочтительно равно или составляет менее чем 5 массовых процентов, более предпочтительно равно или составляет менее чем 1 массовый процент в расчете на общую массу полимеризованных мономеров.
Водный раствор согласно настоящему изобретению содержит от 1 массового процента до 50 массовых процентов поликарбоксилатного сополимера в расчете на общую массу водного раствора. Предпочтительно сополимер поликарбоновой кислоты присутствует в водном растворе согласно настоящему изобретению в количестве, равном или большем чем 1 массовый процент, более предпочтительно, равном или большем чем 5 массовых процентов и даже более предпочтительно, равном или большем чем 10 массовых процентов в расчете на общую массу водного раствора. Предпочтительно сополимер поликарбоновой кислоты присутствует в водном растворе согласно настоящему изобретению в количестве, равном или меньшем чем 60 массовых процентов, более предпочтительно, равном или меньшем чем 50 массовых процентов и еще более предпочтительно, равном или меньшем чем 20 массовых процентов в расчете на общую массу водного раствора.
Предпочтительно сополимер поликарбоновой кислоты представляет собой низкомолекулярный полимер со средневесовой молекулярной массой, равной или меньшей чем 50000. Предпочтительно средневесовая молекулярная масса сополимера поликарбоновой кислоты равна или составляет более чем 1000 Дальтон, более предпочтительно равна или составляет более чем 1000 Дальтон и еще более предпочтительно равна или составляет более чем 5000 дальтон. Предпочтительно средневесовая молекулярная масса сополимера поликарбоновой кислоты равна или составляет менее чем 50000 Дальтон, более предпочтительно равна или составляет менее чем 40000 Дальтон и еще более предпочтительно равна или составляет менее чем 30000 Дальтон.
Эффективную минимальную концентрацию ингибитора (MIC), при которой ингибируется только образование неорганических отложений в условиях моделирования добычи, можно определить в ходе лабораторных экспериментов. Способность оператора быстро и точно определять количество ингибитора образования отложений в добываемых жидкостях и сравнивать его с генерируемыми значениями MIC позволяет ему решить, когда необходимо или желательно осуществить повторную обработку резервуара или увеличить поверхностную скорость добавления, чтобы гарантировать отсутствие повреждений его резервуара или оборудования вследствие образования неорганических отложений.
Эффективная MIC для термически несостаренного ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет менее чем 30 ppm, более предпочтительно равна или составляет менее чем 25 ppm и наиболее предпочтительно равна или составляет менее чем 10 ppm. Эффективная минимальная концентрация ингибитора (MIC) для термически состаренного при 200°C ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет менее чем 20 ppm, более предпочтительно равна или составляет менее чем 15 ppm и наиболее предпочтительно равна или составляет менее, чем 10 ppm. Предпочтительно ингибитор образования отложений согласно настоящему изобретению имеет разницу в % MIC (MICΔ) между MICнесостаренный и MICсостаренный при 200 °C, равную или меньшую чем 50%, предпочтительно, равную или меньшую чем 25%, предпочтительно равную или меньшую чем 20% и наиболее предпочтительно, равную или меньшую чем 15%, где
где MICΔ может представлять собой отрицательное число, например, значение MICΔ = -20% означает то, что значение MICΔ меньше нуля.
Согласно некоторым вариантам реализации композиции полимера, ингибирующего образование отложений согласно настоящему изобретению, можно применять для обработки отложений в водяной системе установки, содержащей такую водяную систему, в которой вероятно могут образовываться отложения. Иллюстративные установки, содержащие водяные системы, включают, без ограничений, системы водяного охлаждения в градирне (включая открытые рециркуляционные, закрытые и прямоточные системы); установки по добыче нефти и газа для нефтяных скважин, газовых скважин, забойных пластов и нефтеносных песков, включая установки теплового воздействия на пласт, например, установки парогравитационного дренажа (SAGD), нагнетания пара, циклической паростимуляции (CSS) и сжигания in situ; геотермальные скважины; котлы и системы котловой воды; технологические воды при обработке полезных ископаемых, включая промывку, флотацию и бенефикацию полезных ископаемых; варочные установки бумажных фабрик, промывочные аппараты, установки для отбеливания и водооборотные системы; испарители черного щелока в целлюлозно-бумажной промышленности; газовые скрубберы и воздухоочистители; установки непрерывного литья в металлургической промышленности; системы кондиционирования и охлаждения воздуха; технологическая вода промышленных и нефтегазовых предприятий; вода, полученная в результате непрямого контактного охлаждения и нагревания, как, например, пастеризованная вода; системы регенерации и очистки воды; системы мембранной фильтрации воды; производственные потоки пищевой промышленности (мясо, овощи, сахарная свекла, сахарный тростник, зерно, птица, фрукты и соя); и системы обработки отходов, а также в осветлителях, применениях типа жидкость-твердое тело, очистке городских сточных вод и промышленных или муниципальных системах водооборота.
Предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения является способ обработки скважины для добычи нефти или газа и/или подземного пласта, ингибирующий образование отложений. Ингибирующую образования отложений композицию согласно настоящему изобретению можно вводить в водяную систему путем капиллярной подачи и/или под давлением.
Капиллярную подачу ингибитора образования отложений можно осуществить поверхностно или в скважину по линиям для ввода реагента. Капиллярная подача в устьевое отверстие скважины или в скважину может потребоваться в нагнетательных скважинах, особенно для повторного нагнетания добываемой воды, или в потоках добывающей скважины. Капиллярную подачу в нагнетательные скважины также осуществляют для того, чтобы предотвратить образование отложений в добывающих скважинах. Капиллярную подачу в добываемые воды обычно осуществляют поверхностно в устьевое отверстие скважины, куда можно подавать другие химические реагенты для производства, такие как ингибиторы коррозии. Фактически, многие ингибиторы образования отложений несовместимы с определенными ингибиторами коррозии. Ингибиторы образования отложений можно подавать в скважину через систему капиллярных трубопроводов или через систему газлифт. При подаче газа системой газлифтважно добавить растворитель с низким давлением пара (понизитель давления пара, VPD), такой как гликоль, в водный раствор ингибитора образования отложений, чтобы избежать избыточного испарения растворителя и «размалывания» ингибитора образования отложений. Кроме того, для подавления образования газогидрата может потребоваться гликоль или какой-либо другой ингибитор образования гидрата. Также в системе газлифт использовали растворитель отложений, смешанный с ингибитором образования отложений.
Для осуществления капиллярной подачи концентрация сополимера поликарбоновой кислоты в водной композиции ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет более чем 1 массовый процент, предпочтительно равна или составляет более чем 5 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет более чем 10 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет более чем 15 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет более чем 20 массовых процентов и более предпочтительно равна или составляет более чем 25 массовых процентов в расчете на общую массу водной композиции ингибитора образования отложений. Для осуществления капиллярной подачи концентрация сополимера поликарбоновой кислоты в водной композиции ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет менее чем 90 массовых процентов, предпочтительно равна или составляет менее чем 80 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет менее чем 70 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет менее чем 60 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет менее чем 50 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет менее чем 40 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет менее чем 35 массовых процентов и более предпочтительно равна или составляет менее чем 30 массовых процентов в расчете на общую массу водной композиции ингибитора образования отложений.
Закачка в скважину некоторых ингибиторов образования отложений может привести к повышенным скоростям внутрискважинной коррозии.
Основная идея обработки под давлением для ингибирования образования отложений заключается в том, чтобы защитить скважину от образования отложений и повреждения пласта. Ингибитор, конечно же, будет продолжать работать выше устьевого отверстия скважины, защищая трубопровод от отложений, однако может потребоваться дополнительная доза ингибитора образования отложений. При обработке под давлением раствор ингибитора образования отложений закачивают в скважину при давлении выше давления в пласте, посредством чего раствор ингибитора проникает в поры горных пород призабойной зоны скважины. Затем скважину обычно закрывают на несколько часов, чтобы позволить ингибитору удержаться посредством различных механизмов в матрице горных пород. Когда скважину снова возвращают в эксплуатацию, добываемая вода будет проходить через поры, где удерживался химический реагент, немного его растворяя. Таким образом, добываемая вода должна содержать достаточное количество ингибитора для предотвращения образования отложений. Когда концентрация ингибитора опускается ниже MIC (минимальная концентрация ингибитора, которая предотвращает образование отложений), скважину повторно прокачивают под давлением. Естественно, что длительные циклы обработки под давлением будут сводить совокупные расходы по обработке отложений скважины к минимуму.
В одном варианте реализации композицию полимера, ингибирующего образование отложений, используемую для применения под давлением, можно развести в растворителе-носителе (обычно солевой раствор) и распределить на оптимальное радиальное расстояние в разрабатываемом нефтеносном пласте, где она удерживается, а затем медленно высвобождается обратно в водную фазу при нормальной производительности скважины. В одном варианте реализации способ прокачивания под давлением в целом включает использование разбавленного раствора полимера, ингибирующего образование отложений, с поверхностно-активным веществом (0,1 массовый процент) для очистки и охлаждения призабойной зоны cкважины. После очистки вводят раствор с высокой концентрацией ингибирующего образование отложений полимера, составляющей от 5 до 20 массовых процентов, с последующим введением раствора с низкой концентрацией полимера, ингибирующего образование отложений. Растворы остаются в контакте с резервуаром в течение времени, эффективного для обеспечения адсорбционного равновесия, после чего скважину возвращают в эксплуатацию. Адгезия по отношению к пластам позволяет полимеру, ингибирующему образование отложений, оставаться в зоне в призабойной зоне скважины, не будучи закаченным в нефтяную/водную эмульсию.
Хотя применение химического реагента под давлением является одним из наиболее распространенных способов обработки отложений в скважине, указанный продукт можно также использовать посредством других методов, обычно применяемых на шельфе, которые включают нагнетание газлифтным способом, закачивание в межтрубное пространство скважины, инкапсулирование или методы с применением растворимой матрицы, закачку в подводное морское устьевое отверстие скважины посредством кабель-шланга или, более того, вторичных средств для поверхностной обработки для улучшения эффективности ингибитора, поскольку условия способа изменяют тенденцию к образованию отложений.
В предпочтительном варианте реализации отложений композицию, ингибирующую образование отложений, согласно настоящему изобретению применяют для обработки отложений в условиях высокой температуры и/или высокого давления, например, в скважинах для добычи нефти или газа. Композиции, ингибирующие образование отложений, можно применять для обработки отложений в условиях, при которых температура составляет по меньшей мере приблизительно 100°С или находится в диапазоне от приблизительно 120°С до приблизительно 230°С. Композиции, ингибирующие образование отложений, также можно применять для обработки отложений в условиях, при которых давление составляет по меньшей мере приблизительно 5000 фунтов на квадратный дюйм или находится в диапазоне от приблизительно 5000 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 35000 фунтов на квадратный дюйм. В конкретном варианте реализации обработку для ингибирования образования отложений осуществляют при температуре от приблизительно 120°С до приблизительно 230°С и давлении приблизительно от 5000 до 35000 фунтов на квадратный дюйм.
Полимер и/или композицию ингибитора образования отложений можно применять в количестве, эффективном для получения любого необходимого или желаемого эффекта. В одном варианте реализации эффективное количество композиции ингибитора образования отложений согласно вариантам реализации может зависеть от одного или более условий, присутствующих в конкретной системе, подлежащей обработке, и ингибирующих образование отложений фрагментов в полимере, ингибирующем образование отложений, как это будет понятно специалисту в данной области техники. На эффективное количество могут влиять, например, такие факторы, как площадь, подвергаемая образованию отложений, температура, количество воды и соответствующая концентрация в воде потенциальных отложений и видов соединений, образующих отложения.
Для применений при сжатии концентрация сополимера поликарбоновой кислоты в водной композиции ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет более чем 1 массовый процент, предпочтительно равна или составляет более чем 5 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет более чем 10 массовых процентов, более предпочтительно равна или составляет более чем 20 массовых процентов и более предпочтительно равна или составляет более чем 30 массовых процентов в расчете на общую массу водной композиции ингибитора образования отложений. Для применений при сжатии концентрация сополимера поликарбоновой кислоты в водной композиции ингибитора образования отложений согласно настоящему изобретению равна или составляет менее чем 60 массовых процентов, предпочтительно равна или составляет менее чем 50 массовых процентов и более предпочтительно равна или составляет менее чем 40 массовых процентов в расчете на общую массу водной композиции ингибитора образования отложений.
В одном варианте реализации настоящего изобретения водные композиции ингибиторов образования отложений согласно настоящему изобретению содержат 10 массовых процентов, более предпочтительно 15, более предпочтительно 16, более предпочтительно 17, более предпочтительно 18, более предпочтительно 19, более предпочтительно 20, более предпочтительно 21, более предпочтительно 22, более предпочтительно 23, более предпочтительно 24, более предпочтительно 25, более предпочтительно 26, более предпочтительно 27, более предпочтительно 28, более предпочтительно 29, более предпочтительно 30, более предпочтительно 31, более предпочтительно 32, более предпочтительно 33, более предпочтительно 34 или более предпочтительно 35 массовых процентов полимера по массе общей водной композиции ингибитора образования отложений.
Согласно различным вариантам реализации композиция для обработки согласно настоящему раскрытию будет эффективной, когда полимер ингибитора образования отложений применяют при уровнях, равных или меньших чем 500 частей на миллион (ppm). В некоторых вариантах реализации композиция эффективна при концентрациях по меньшей мере 1 ppm, предпочтительно от 1 ppm до 100 ppm; и в других вариантах реализации эффективная концентрация составляет от 1 до 50 ppm. В определенных вариантах реализации эффективная концентрация полимера равна или составляет менее чем 10 ppm, предпочтительно равна или составляет менее чем 20 ppm, более предпочтительно равна или составляет менее чем 30 ppm, более предпочтительно равна или составляет менее чем 40 ppm или даже более предпочтительно равна или составляет менее чем 50 ppm. В различных вариантах реализации композицию для обработки можно непосредственно добавлять в требуемую водную систему, подлежащую обработке, в фиксированном количестве при условии, что рН затем регулируют для нейтрализации полимера, как это указано выше, или их можно обеспечить в виде водного раствора и непрерывно или периодически добавлять в водную систему, что может быть желательно для некоторых применений.
Примеры
Водные растворы ингибитора образования отложений, содержащие сополимер поликарбоновой кислоты согласно настоящему изобретению (Пример 1) и сополимер поликарбоновой кислоты, не соответствующий настоящему изобретению (сравнительный Пример А), оценивают в исследуемом солевом растворе для определения эффективности ингибирования. Оценки проводятся для образцов, полученных в условиях окружающей среды, и для образцов, которые состаривали под давлением в реакторе Парра в течение пяти дней при 200°С. Для каждого из сравнительного Примера А и Примера 1 оценивают пять различных образцов, содержащих различные концентрации ингибитора образования отложений: 2, 4, 6, 10 и 20 частей на миллион (ppm) ингибитора образования отложений.
Ингибитор образования отложений, оцениваемый в Примере 1, представляет собой низкомолекулярный сополимер полиакриловой кислоты, содержащий 75 массовых процентов акриловой кислоты и 25 массовых процентов стиролсульфокислоты, со средневесовой Mw приблизительно 27000 Дальтон.
Ингибитор образования отложений, оцениваемый в сравнительном Примере А, представляет собой низкомолекулярный сополимер полиакриловой кислоты, содержащий 77 массовых процентов акриловой кислоты и 23 массовых процента 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AMPS), со средневесовой Mw приблизительно 7600 Дальтон, доступный как ACCENTTM 1120 от The Dow Chemical Company.
Термическое старение ингибиторов образования отложений происходит в основном под давлением. Ингибиторы образования отложений исследуют в виде 20% масс. растворов в не содержащей сульфатов морской воде в покрытом тефлоном реакционном сосуде Парра для кислотного разложения, помещенном в вентилируемый сушильный шкаф.
Получение водных растворов ингибитора образования отложений
Ингибитор образования отложений растворяют в синтетической морской воде, не содержащей сульфатов. Композиция не содержащей сульфатов морской воды описана в таблице 1. Соответствующее количество ингибитора образования отложений добавляют в стеклянный флакон объемом 6 унций (примерно 29,6 мл) и разбавляют соответствующим количеством не содержащей сульфатов морской воды для получения 20 % масс. активного раствора. Затем флакон закрывают и встряхивают вручную, чтобы тщательно перемешать.
Таблица 1
| Ион | Ион в растворе (ppm) | Соль | Масса соли (г) в 1 л деионизированной воды |
| Na | 10890,00 | NaCl | 27,682 |
| K | 460,00 | KCl | 0,877 |
| Mg | 1368,00 | MgCl26H2O | 11,443 |
| Ca | 428,00 | CaCl22H2O | 1,570 |
| Ba | 0,00 | BaCl22H2O | 0,000 |
| Sr | 0,00 | SrCl26H2O | 0,000 |
| SO4 | 0,00 | Na2SO4 | 0,000 |
| Cl | 21957,00 | ||
| Общая масса | 41,572 |
Получение водных растворов несостаренного ингибитора образования отложений.
Как в сравнительном Примере А, так и в Примере 1 1000 ppm водного раствора ингибитора образования отложений получают в 250 мл пластиковом флаконе с применением деионизированной воды.
Получение водных растворов состаренного ингибитора образования отложений.
Политетрафторэтиленовые (ПТФЭ) вкладыши сосуда Парра взвешивают и затем заполняют раствором ингибитора (Примечание: количество добавляемого раствора ингибитора равно или составляет менее чем 60% от емкости ПТФЭ чашки). ПТФЭ вкладыши и растворы взвешивают и регистрируют массы. Указанные образцы сравнительного Примера А и Примера 1 помещают в сосуд Парра, снабженный ПТФЭ вкладышем. Перед герметизацией сосудов через раствор барботируют газообразный азот в течение 30 минут, и затем раствор дегазируют под вакуумом. После дегазации указанные сосуды герметизируют и нагревают при 200°С в течение пяти дней. Через пять дней сосуды удаляют из реактора Парра и дают им охладиться до температуры окружающей среды в течение 24 часов. После старения наглядно видно, что сравнительный Пример А становится черным с осадком, а в Примере 1 наблюдают небольшое изменение цвета без осадка.
Получение исследуемого солевого раствора
Композицию исследуемого солевого раствора для оценки эффективности ингибирования образования отложений для сравнительного Примера А и Примера 1 получают в соответствии со способом NACE TM0374, и она представляет собой комбинацию солевого раствора, содержащего кальций, и солевого раствора, содержащего бикарбонат. 1000 мл солевого раствора, содержащего кальций, получают добавлением и растворением в 1000 мл деионизированной воды 12,15 г CaCl2⋅2H2О, 3,68 г MgCl2⋅6H2O и 33 г NaCl. 1000 мл солевого раствора, содержащего бикарбонат, получают добавлением и растворением в 1000 мл деионизированной воды 7,36 г NaHCO3 и 33 г NaCl. Перед оценкой эффективности ингибирования образования отложений для сравнительного Примера А и Примера 1 исследуемый солевой раствор получают путем объединения в соотношении 1:1 маточного солевого раствора, содержащего кальций, и маточного солевого раствора, содержащего бикарбонат. Непосредственно перед объединением солевых растворов каждый солевой раствор независимым образом насыщают при комнатной температуре газообразным СО2 путем барботирования газообразного СО2 через дисперсионную трубку из фриттированного стекла со скоростью 250 мл в течение 30 минут.
Получение образца ингибитора образования отложений для оценки ингибирования образования отложений
В 125 мл стеклянный флакон добавляют 50 мл каждого из насыщенного CO2 маточного солевого раствора, содержащего кальций, и маточного солевого раствора, содержащего бикарбонат. К 100 мл исследуемого солевого раствора добавляют соответствующее количество из несостаренных 1000 ppm растворов или состаренных при 200°С 20% растворов сравнительного Примера А и Примера 1 для получения несостаренных и состаренных при 200°С солевых растворов, содержащих ингибитор образования отложений в концентрации 2, 4, 6, 10 и 20 ppm. После добавления ингибитора образования отложений указанные флаконы герметизируют при помощи уплотняющих крышек с резиновой диафрагмой и сразу же перемешивают для смешивания содержимого. Для каждого образца получают растворы для повторного исследования. Также получают, герметизируют и перемешивают контрольный солевой раствор (50 мл каждого насыщенного СО2 солевого раствора) без ингибитора образования отложений. Исследуемые флаконы помещают в сушильный шкаф при температуре приблизительно 71°C в течение 24 часов. Затем удаляют и охлаждают до температуры окружающей среды в течение времени, не превышающего два часа.
Исследование с индуктивно-связанной плазмой (ИСП)
Ингибирование образования отложений определяют при помощи ИСП с применением JY 2 ICP ULTIMATM 2 от компании Horiba. Для получения образцов для ИСП-анализа придерживаются следующей процедуры:
- добавляют приблизительно 1 г раствора ингибитора через шприц с фильтром в 50 мл флакон для ИСП,
- разбавляют указанный образец до приблизительно 40 г при помощи 0,25Н раствора HCl,
- добавляют приблизительно 0,5 г контрольного солевого раствора, содержащего кальций (не нагретого и без барботирования CO2), до 40 г при помощи 0,25Н HCl для применения в качестве контрольных эталонных образцов,
- пробкой закрывают каждый флакон для ИСП и хорошо перемешивают содержимое,
- регистрируют массы каждого образца
и
- определяют концентрацию ионов кальция.
Калибровочную кривую концентрации ионов кальция получают из контрольных образцов с известными концентрациями ионов кальция и других ионов, присутствующих в солевых растворах. Стандарты получают, отбирая неорганические соли, точно взвешивая требуемые количества и растворяя их деионизированной водой. Каждый стандарт фильтруют перед применением с использованием фильтровальной бумаги Whatman. Композиции стандартов приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Соль | Ион | Стандарт №1, ppm | Стандарт №2, ppm | Стандарт №3, ppm | Стандарт №4, ppm | Стандарт №5, ppm |
| CaCl22H2O | Кальций | 400 | 800 | 1200 | 1600 | 2000 |
| MgCl26H2O | Магний | 220 | 220 | 220 | 220 | 220 |
| NaCl | Натрий | 14000 | 14000 | 14000 | 14000 | 14000 |
Концентрацию ионов кальция для каждого образца определяют при помощи ИСП. Согласно способу NACE TM0374 значения концентрации ионов кальция для повторяющихся образцов часто различаются на 2 и более процентов. 5-процентное различие в концентрации ионов кальция считается неприемлемым, и такой результат отбрасывают и исследование повторяют.
Процент ингибирования рассчитывается согласно следующей формуле:
где:
[Ca Образец] = концентрация ионов кальция в образце, содержащем ингибитор образования отложений после осаждения,
[Ca «0 ppm»] = концентрация ионов кальция в контрольной пробе без ингибитора образования отложений после осаждения
и
[Ca Контрольный] = концентрация ионов кальция в контрольной пробе без ингибитора образования отложений до осаждения.
Результаты ингибирования образования отложений (% ингибирования) для состаренного и несостаренного сравнительного Примера А и Примера 1 представлены в таблице 3.
Таблица 3
| % Ингибирования | |||||
| Ингибитор образования отложений | 2 ppm | 4 ppm | 6 ppm | 10 ppm | 20 ppm |
| Сравнительный Пример A | |||||
| несостаренный, % | 90 | 92 | 92 | 95 | 94 |
| Состаренный при 200°C, % | 57 | 90 | 91 | 97 | 97 |
| Пример 1 | |||||
| несостаренный, % | 71 | 94 | 93 | 95 | 97 |
| Состаренный при 200°C, % | 68 | 92 | 93 | 92 | 96 |
Результаты динамического исследования «Закупорка трубы» с применением карбоната кальция
Динамическое исследование «закупорки трубы» проводят с применением буровой установки PSL Systemtechnik Automated Scale, номер модели 4025. Исследуемый солевой раствор получают путем смешивания Солевого Раствора 1 и Солевого Раствора 2, композиции солевых растворов перечислены в таблице 4.
Таблица 4
| Ион | Исследуемый Солевой Раствор, мг/л |
Солевой Раствор 1, мг/л |
Солевой Раствор 2, мг/л |
| Na | 68000 | 47600 | 88400 |
| Ca | 18960 | 37920 | 0 |
| Mg | 680 | 1360 | 0 |
| K | 4960 | 9920 | 0 |
| Ba | 2340 | 4680 | 0 |
| Sr | 1625 | 3250 | 0 |
| SO4 | 0 | 0 | 0 |
| Fe | 0 | 0 | 0 |
| HCO3 | 560 | 0 | 1120 |
Динамические исследования проводятся с применением следующих условий:
- Солевой раствор = 100% Исследуемый Солевой Раствор (таблица 4)
- Температура в системе = 100°C
- Давление в системе = 250 фунтов на квадратный дюйм (примерно 1,7 МПа)
- Змеевик: 1/16” OD SS316, L = 1000 мм
- Скорость потока = 10 мл/мин всего (5 мл из каждого насоса)
- pH: 6,2
- Контрольное время образования отложений - 5-6 мин
- Критерий прохождения => 1 фунт на квадратный дюйм (примерно 6,9 кПа) за 30 мин/
Получение солевого раствора = Солевой Раствор 1 и Солевой Раствор 2 получают отдельно для того, чтобы катионы образующихся отложений (Солевой Раствор 1) и анионы образующихся отложений (Солевой Раствор 2) находились отдельно друг от друга так, чтобы смешивание Солевого Раствора 1 и Солевого Раствора 2 в соотношении 50:50 приводило к получению требуемой композиции Исследуемого Солевого Раствора. Солевой Раствор 1 и Солевой Раствор 2 фильтруют перед применением с использованием фильтра с размером пор 0,45 мкм. Целевое значение рН смеси с соотношением 50:50 Солевого Раствора 1 и Солевого Раствора 2 составляет 6,2.
Исследование = Солевой Раствор 1 и Солевой Раствор 2 по отдельности закачивают в буровую установку. Единовременно их смешивают при температуре и давлении посредством микрокапиллярного змеевика, в котором образуются отложения. Дифференциальное давление регистрируют по всему змеевику, чтобы установить степень образования отложений, регистрируемую как функцию от времени.
Контрольное тестирование = устанавливают 1 м змеевик SS316, запускают насосы для подачи дистиллированной воды через указанный змеевик в тестовом режиме и регулируют давление в системе до требуемого значения в 250 фунтов на квадратный дюйм (примерно 1,7 МПа). Затем запускают насосы в режиме тестового выхода с требуемыми солевыми растворами и возвращают систему в тестовый режим. Сушильный шкаф нагревают до 100°C. Затем запускают контрольное исследование при помощи насоса 1, нагнетающего Солевой Раствор 1, насоса 2, нагнетающего Солевой Раствор 2. Записывают увеличение исходного уровня дифференциального давления, когда солевой раствор протекает через катушку. Измеряют время, требуемое для образования отложений, чтобы увеличить на 1 фунт на квадратный дюйм (примерно 6,9 кПа) дифференциальное давление выше предварительно определенного исходного уровня солевого раствора по всей катушке. Для отложений обеспечивают полную (10 фунтов на квадратный дюйм представляют собой пороговую величину дифференциального давления) дифференцировку по дифференциальному давлению, затем регистрируют дифференциальное давление и время.
Очистка змеевика = Змеевик промывают 10% лимонной кислотой в течение 2-3 часов со скоростью 2 мл/мин. Катушку промывают дистиллированной водой в течение 2-3 часов со скоростью от 2 мл/мин до 5 мл/мин. Проверяют дифференциальное давление, чтобы убедиться, что оно возвращается к исходному значению для гарантии того, что катушка чистая для начала следующего эксперимента.
Эксперимент по определению MIC (минимальная концентрация ингибитора) = Раствор ингибитора образования отложений, подвергаемый исследованию, получают в Солевом Растворе 2. Основной насос 3 с ингибитором в стоковом Солевом Растворе 2 со скоростью 5 мл/мин. Основные насосы 1 и 2 с требуемыми солевыми растворами. Запускают соответствующую программу химических исследований для определения MIC. Примером программы исследования для определения MIC ингибитора образования отложений является: 40 ppm (ингибитор образования отложений в Солевом Растворе 2) в течение 30 минут, следующие 30 ppm в течение 30 минут, следующие 25 ppm в течение 30 минут, следующие 20 ppm в течение 30 минут, следующие 15 ppm в течение 30 мин, следующие 10 ppm в течение 30 мин. Отложениям позволяют полностью образоваться и регистрируют дифференциальное давление, конечную концентрацию ингибитора образования отложений и время эксперимента. Результаты для Примера 1 и сравнительного Примера А до и после старения представлены в таблице 5.
Таблица 5
| MIC до старения, ppm | MIC после старения при 200°C, ppm | |
| Сравнительный Пример A | от 14 до 15 | >50 |
| Пример 1 | 20 | 20 |
Claims (14)
1. Способ ингибирующей образование отложений обработки установки, содержащей водяную систему, включающий стадию введения в указанную водяную систему водной композиции, ингибирующей образование отложений, при этом указанная водная композиция, ингибирующая образование отложений, содержит сополимер карбоновой кислоты, содержащий следующие мономеры:
i) одну или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одну
из их солей, и
ii) 4-стиролсульфокислоту.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что
i) одна или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одна из их солей представляет собой акриловую кислоту, метакриловую кислоту или их смеси.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
i) одна или более моноэтиленненасыщенных кислот и/или ангидридов и/или одна из их солей присутствует в количестве от 50 до 98 массовых процентов, и
ii) 4-стиролсульфокислота присутствует в количестве от 2 до 50 массовых процентов, при этом массовый процент приведен в расчете на общую массу полимеризованных мономеров.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный сополимер карбоновой кислоты представляет собой сополимер, состоящий из акриловой кислоты и 4-стиролсульфокислоты, со средневесовой молекулярной массой от 1000 до 50000 Дальтон.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанную водную композицию, ингибирующую образование отложений, вводят под давлением.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанную водную композицию, ингибирующую образование отложений, вводят путем капиллярной подачи.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная установка, содержащая водяную систему, представляет собой котел, скважину для добычи нефти и газа или геотермальную скважину.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная установка, содержащая водяную систему, представляет собой установку парогравитационного дренажа – SAGD или нагнетания пара.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562160686P | 2015-05-13 | 2015-05-13 | |
| US62/160,686 | 2015-05-13 | ||
| PCT/US2016/031402 WO2016182980A1 (en) | 2015-05-13 | 2016-05-09 | Thermally stable scale inhibitor compositions |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017141059A RU2017141059A (ru) | 2019-05-27 |
| RU2017141059A3 RU2017141059A3 (ru) | 2019-10-21 |
| RU2718591C2 true RU2718591C2 (ru) | 2020-04-08 |
Family
ID=56015135
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017141059A RU2718591C2 (ru) | 2015-05-13 | 2016-05-09 | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20180072599A1 (ru) |
| EP (1) | EP3294830B1 (ru) |
| CN (1) | CN107531531B (ru) |
| AR (1) | AR104516A1 (ru) |
| BR (1) | BR112017023205A2 (ru) |
| CA (1) | CA2985380A1 (ru) |
| CO (1) | CO2017011810A2 (ru) |
| EC (1) | ECSP17074610A (ru) |
| MX (1) | MX2017013991A (ru) |
| RU (1) | RU2718591C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016182980A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AR104517A1 (es) | 2015-12-07 | 2017-07-26 | Dow Global Technologies Llc | Método para el tratamiento de la inhibición de incrustaciones de agua fresca usada en un pozo de producción petrolífero, gasífero o geotérmico o formación subterránea |
| WO2018213105A1 (en) * | 2017-05-15 | 2018-11-22 | Ecolab USA, Inc. | Iron sulfide scale control agent for geothermal wells |
| CN109142128B (zh) * | 2018-07-26 | 2021-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种三元复合驱油井井下采出设备动态结垢模拟实验方法及装置 |
| CN111217459A (zh) * | 2018-11-23 | 2020-06-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 阻垢剂组合物、阻垢剂及阻垢剂的制备方法 |
| JP2022536359A (ja) | 2019-06-11 | 2022-08-15 | エコラボ ユーエスエー インコーポレイティド | 地熱再注入井用の腐食抑制剤配合 |
| 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 |
| EP4095104A1 (en) * | 2021-05-28 | 2022-11-30 | Roberto Betti | Water treatment apparatus |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4952327A (en) * | 1986-12-08 | 1990-08-28 | The B. F. Goodrich Company | Scale control with terpolymers containing styrene sulfonic acid |
| EP0792998A1 (en) * | 1996-03-01 | 1997-09-03 | Rohm And Haas Company | Method for metal sulfate scale control in harsh oilfield conditions |
| RU97103419A (ru) * | 1996-03-01 | 1999-03-20 | Ром Энд Хаас Компани | Способ борьбы с отложениями сульфатов металлов в жестких условиях нефтедобычи |
| RU2184321C1 (ru) * | 2001-04-17 | 2002-06-27 | Дикарев Михаил Анатольевич | Водогрейный котел |
| US20030149210A1 (en) * | 1999-12-29 | 2003-08-07 | Christian Hurtevent | Inorganic deposit inhibitors, in particular in oil wells, particularly in high pressure/high temperature conditions |
| RU2307233C2 (ru) * | 2003-06-25 | 2007-09-27 | Родиа Шими | Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений |
| WO2014176419A1 (en) * | 2013-04-24 | 2014-10-30 | Kemira Oyj | Scale-inhibiting polymers and methods for controlling scale formation |
| RU2564298C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземных пластов |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4288327A (en) * | 1975-09-08 | 1981-09-08 | Betz Laboratories, Inc. | Copolymers for the control of the formation and deposition of materials in aqueous mediums |
| US4048066A (en) * | 1976-11-17 | 1977-09-13 | Chemed Corporation | Method of inhibiting scale |
| US5294686A (en) | 1993-03-29 | 1994-03-15 | Rohm And Haas Company | Process for efficient utilization of chain transfer agent |
| US6001940A (en) | 1997-03-18 | 1999-12-14 | Rohm And Haas Company | Process for preparing anhydride polymers |
| EP2638125A1 (en) * | 2010-11-12 | 2013-09-18 | James Griffin | Thermally stable scale inhibitor compositions |
| CA2853698C (en) * | 2010-11-19 | 2016-10-25 | Chemtreat, Inc. | Methods for reducing scale formation on and removing deposits from heat transfer surfaces |
-
2016
- 2016-05-04 AR ARP160101262A patent/AR104516A1/es unknown
- 2016-05-09 US US15/565,686 patent/US20180072599A1/en not_active Abandoned
- 2016-05-09 CA CA2985380A patent/CA2985380A1/en not_active Abandoned
- 2016-05-09 CN CN201680025705.6A patent/CN107531531B/zh active Active
- 2016-05-09 RU RU2017141059A patent/RU2718591C2/ru active
- 2016-05-09 EP EP16723619.9A patent/EP3294830B1/en active Active
- 2016-05-09 BR BR112017023205A patent/BR112017023205A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2016-05-09 WO PCT/US2016/031402 patent/WO2016182980A1/en active Application Filing
- 2016-05-09 MX MX2017013991A patent/MX2017013991A/es unknown
-
2017
- 2017-11-10 EC ECIEPI201774610A patent/ECSP17074610A/es unknown
- 2017-11-21 CO CONC2017/0011810A patent/CO2017011810A2/es unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4952327A (en) * | 1986-12-08 | 1990-08-28 | The B. F. Goodrich Company | Scale control with terpolymers containing styrene sulfonic acid |
| EP0792998A1 (en) * | 1996-03-01 | 1997-09-03 | Rohm And Haas Company | Method for metal sulfate scale control in harsh oilfield conditions |
| RU97103419A (ru) * | 1996-03-01 | 1999-03-20 | Ром Энд Хаас Компани | Способ борьбы с отложениями сульфатов металлов в жестких условиях нефтедобычи |
| US20030149210A1 (en) * | 1999-12-29 | 2003-08-07 | Christian Hurtevent | Inorganic deposit inhibitors, in particular in oil wells, particularly in high pressure/high temperature conditions |
| RU2184321C1 (ru) * | 2001-04-17 | 2002-06-27 | Дикарев Михаил Анатольевич | Водогрейный котел |
| RU2307233C2 (ru) * | 2003-06-25 | 2007-09-27 | Родиа Шими | Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений |
| RU2564298C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземных пластов |
| WO2014176419A1 (en) * | 2013-04-24 | 2014-10-30 | Kemira Oyj | Scale-inhibiting polymers and methods for controlling scale formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2017013991A (es) | 2018-03-23 |
| RU2017141059A3 (ru) | 2019-10-21 |
| CA2985380A1 (en) | 2016-11-17 |
| AR104516A1 (es) | 2017-07-26 |
| CN107531531B (zh) | 2021-07-16 |
| CO2017011810A2 (es) | 2018-02-09 |
| WO2016182980A1 (en) | 2016-11-17 |
| EP3294830A1 (en) | 2018-03-21 |
| ECSP17074610A (es) | 2018-02-28 |
| CN107531531A (zh) | 2018-01-02 |
| RU2017141059A (ru) | 2019-05-27 |
| BR112017023205A2 (pt) | 2018-08-07 |
| EP3294830B1 (en) | 2020-04-08 |
| US20180072599A1 (en) | 2018-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2718591C2 (ru) | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений | |
| AU2017210549A1 (en) | Thermally stable scale inhibitor compositions | |
| US9902904B2 (en) | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation | |
| US20120032093A1 (en) | Tagged scale inhibitor compositions and methods of inhibiting scale | |
| JPH0543726B2 (ru) | ||
| 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 | |
| RU2725189C2 (ru) | Термостойкие композиции ингибиторов накипеобразования | |
| Wang et al. | Antiscalants and their compatibility with corrosion inhibitors | |
| EP3149102B1 (en) | Thermally stable polymeric scale inhibitor compositions | |
| CN107922228B (zh) | 阻垢剂方法和组合物 | |
| Wang et al. | CaCO3 scale prevention by additives in the presence of heavy metal ions |