RU2725189C2 - Термостойкие композиции ингибиторов накипеобразования - Google Patents
Термостойкие композиции ингибиторов накипеобразования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2725189C2 RU2725189C2 RU2018122614A RU2018122614A RU2725189C2 RU 2725189 C2 RU2725189 C2 RU 2725189C2 RU 2018122614 A RU2018122614 A RU 2018122614A RU 2018122614 A RU2018122614 A RU 2018122614A RU 2725189 C2 RU2725189 C2 RU 2725189C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- salts
- weight percent
- formation
- scale
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title abstract description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 32
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 26
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 25
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 12
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 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 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 47
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 55
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 37
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 9
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 5
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 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
- 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
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 4
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 4
- 239000013535 sea water 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
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral 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
- 238000002360 preparation method Methods 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
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 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
- 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
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 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
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 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
- 239000012267 brine 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
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 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
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000003878 thermal aging Methods 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
- 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
- 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
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 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
- 241000586605 Parlatoria proteus Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001415846 Procellariidae Species 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
- 229920002125 Sokalan® Polymers 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
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 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
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 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
- -1 but not limited to Substances 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
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 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
- 238000009749 continuous casting 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
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 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
- 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
- 238000011990 functional testing Methods 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
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 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
- 239000010841 municipal wastewater Substances 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
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000009928 pasteurization Methods 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
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid 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
- 239000002244 precipitate Substances 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
- 238000010526 radical polymerization reaction 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
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 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
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution 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
- 239000004094 surface-active agent Substances 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
- 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
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing 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
- C02F5/02—Softening water by precipitation of the hardness
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к термостойким полимерным композициям ингибиторов накипеобразования и их применению. Технический результат – повышение термостойкости при высоконапорных/высокотемпературных применениях и в солевых растворах с повышенными концентрациями кальция. Способ обработки пресной воды или солевого раствора, используемого в нефтяной, газовой или геотермальной эксплуатационной скважине или подземном пласте, для ингибирования накипеобразования, включающий стадию введения водной композиции для ингибирования накипеобразования в нефтяную, газовую или геотермальную эксплуатационную скважину или в подземный пласт, причем указанная водная композиция содержит сополимер карбоновых кислот, содержащих следующие мономеры: i) две или более моноэтиленненасыщенные кислоты и/или их ангидриды, и/или одну из их солей и ii) стиролсульфоновую кислоту и/или одну из ее солей, в котором i) две или более моноэтиленненасыщенные кислоты и/или их ангидриды, и/или одна из их солей представляют собой а) акриловую кислоту и b) метакриловую кислоту и ii) стиролсульфоновая кислота и/или одна из ее солей представляет собой 4-стиролсульфоновую кислоту, и в котором ia) акриловая кислота присутствует в количестве от 50 до 70 мас.%, ib) метакриловая кислота присутствует в количестве от 25 до 25 мас. % и ii) cтиролсульфоновая кислота и/или одна из ее солей присутствует в количестве от 15 до 25 мас.%, при этом мас.% выражен относительно общей массы полимеризованных мономеров. 5 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 пр.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к термостойким полимерным композициям ингибиторов накипеобразования и их применению. В частности, указанная композиция содержит поликарбоновую кислоту, содержащую акриловую кислоту, метакриловую кислоту и стиролсульфоновую кислоту. Полимерные композиции ингибиторов накипеобразования согласно настоящему изобретению особенно подходят для высоконапорных/высокотемпературных применений и для использования с солевым раствором с высокой концентрацией кальция.
Уровень техники
Полимерные ингибиторы накипеобразования зачастую используют для водоочистки и на нефтепромыслах для минимизации и/или предотвращения образования отложений. Образование отложений может возникать в системе транспорта водных смесей и в подземных горных породах вследствие присутствия водосодержащих катионов щелочноземельных металлов, таких как кальций, барий, стронций и т.п., а также присутствия анионов, таких как фосфаты, сульфаты, карбонаты, силикаты и т.п. Если указанные ионы присутствуют в достаточных концентрациях, может образовываться осадок, который скапливается на внутренних поверхностях труб, используемых для транспортировки или в подземных горных породах, что ограничивает поток рассматриваемой среды, например, воды или нефти.
При применении на нефтяных месторождениях, обычно образующиеся отложения включают отложения из сульфата кальция, сульфата бария и/или карбоната кальция, которые, в общем, образуются в пресной воде или солевых растворах, используемых для интенсификации скважины, в результате повышенных концентраций указанных конкретных ионов, рН воды, давления и температуры. Кроме того, фосфат кальция может образовываться в присутствии фосфатов, обычно используемых для обработки скважин и труб от коррозии. Скопление указанных минеральных осадков может уменьшать или блокировать поток в трубах и горных породах, а также вызывать другие проблемы. Во многих случаях первым признаком существования значительного слоя накипи может быть снижение эксплуатационных характеристик скважины. В таких случаях могут потребоваться технологии очистки от накипи. В результате ремонт, обусловленный образованием отложений, возможно потребует значительных затрат, включая время простоя.
Материалы, ингибирующие образование накипи, широко используют для горных пород посредством обработки пласта под давлением до начала добычи. В таких применениях добавляют относительно концентрированную форму ингибитора накипеобразования. При использовании такого способа ингибитор накипеобразования закачивают в водоносную зону, где он прикрепляется к породе вследствие химической адсорбции или осаждения, активированного температурой. При повторном запуске скважины в эксплуатацию ингибитор накипеобразования выщелачивается из горной породы, обеспечивая ингибирование образования накипи.
Капиллярное закачивание представляет собой другой способ доставки материалов, ингибирующих образование накипи. При капиллярном закачивании относительно концентрированную форму композиции ингибитора накипеобразования непрерывно закачивают в скважину в процессе добычи.
Вследствие изменения систем использования и доступности энергии, разведка и добыча происходит все глубже. В результате химические вещества, используемые для увеличения добычи нефти и газа, подвергаются все более высоким температурам (т.е. от 150°С до 230°С) и давлениям (т.е. от 25000 до 30000 фунт/кв.дюйм (от 175,8 до 210,9 МПа)), которые, как известно, увеличиваются в зависимости от глубины скважины. Многие композиции, широко используемые в качестве ингибиторов накипеобразования, имеют кислотный рН и являются нестабильными в условиях высоких температур и давления. В таких условиях указанные композиции разлагаются и не выполняют предназначенную функцию ингибитора накипеобразования.
Публикации США 2012/0118575 и 2005/0096233 относятся к способу предотвращения накипеобразования в водной системе посредством введения водорастворимого полимера, содержащего неионизируемый ненасыщенный мономер, винилсульфоновую кислоту и стиролсульфоновую кислоту. Несмотря на то, что водорастворимые полимерные ингибиторы накипеобразования, содержащие в своем скелете алифатическую сульфоновую кислоту (т.е. винилсульфонат), демонстрируют хорошее ингибирование образования кальцита, при термическом старении при умеренных и высоких температурах указанные ингибиторы демонстрируют резкое снижение эффективности.
Существует потребность в композиции ингибитора накипеобразования, обладающей хорошей термостойкостью, подходящей для высоконапорных/высокотемпературных применений и для солевых растворов с повышенными концентрациями кальция.
Сущность изобретения
Способ обработки пресной воды или солевого раствора, используемого в нефтяной, газовой и геотермальной эксплуатационной скважине или подземном пласте, для ингибирования накипеобразования, включающий стадию введения водной композиции, ингибирующей накипеобразование, в нефтяную и газовую эксплуатационную скважину или в подземный пласт, причем указанная водная композиция, ингибирующая накипеобразование, содержит сополимер поликарбоновых кислот, содержащий или состоящий по существу, или состоящий из следующих мономеров: i) две(ух) или более моноэтиленненасыщенные(ых) кислот и/или их ангидридов и/или солей, предпочтительно a) акриловую(ой) кислоту(ы), предпочтительно в количестве от 50 до 70 массовых процентов, и b) метакриловую(ой) кислоту(ы), предпочтительно в количестве от 15 до 25 массовых процентов, и ii) стиролсульфоновую(ой) кислоту(ы) и/или одну(ой) из ее солей, предпочтительно 4-стиролсульфоновую(ой) кислоту(ы), предпочтительно в количестве от 15 до 25 массовых процентов, где массовые проценты выражены относительно общей массы мономеров.
В одном из вариантов реализации предложенного способа, описанного выше, сополимер поликарбоновых кислот представляет собой сополимер, содержащий или состоящий по существу, или состоящий из акриловой кислоты, метакриловой кислоты и 4-стиролсульфоновой кислоты, предпочтительно имеющий средневесовую молекулярную массу от 1000 до 50000 дальтон.
В одном из вариантов реализации предложенного способа, описанного выше, водную композицию, ингибирующую накипеобразование, вводят посредством обработки пласта под давлением.
В другом варианте реализации предложенного способа, описанного выше, водную композицию, ингибирующую накипеобразование, вводят посредством обработки капиллярным закачиванием.
В другом варианте реализации предложенного способа, описанного выше, обработку для ингибирования накипеобразования проводят при температурных условиях от 230°С до 260°С.
В другом варианте реализации предложенного способа, описанного выше, пресная вода или солевой раствор имеет концентрацию кальция, составляющую ровно или более 15000 ppm.
Подробное описание изобретения
Композиция ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению содержит сополимер поликарбоновых кислот, который представляет собой продукт реакции, содержащий, состоящий по существу или состоящий из следующих мономеров: i) двух или более моноэтиленненасыщенных кислот (здесь и далее упоминаемых как первая моноэтиленненасыщенная кислота и вторая моноэтиленненасыщенная кислота) и/или их ангидридов и/или солей, и ii) стиролсульфоновой кислоты и/или одной из ее солей. Полимеры поликарбоновых кислот и способы их полимеризации хорошо известны; см. патент США 5294686 и патент США 6001940, полное содержание которых включено в настоящий документ посредством ссылки. Для получения сополимеров поликарбоновых кислот согласно настоящему изобретению можно использовать любой подходящий метод полимеризации, такой как метод свободнорадикальной полимеризации, водная блочная/дисперсионная полимеризация, растворная полимеризация или эмульсионная полимеризация.
Сополимеризацию сомономеров можно проводить в присутствии инициаторов полимеризации, включая, без ограничения, персульфат аммония, персульфат натрия, персульфат калия, азо-инициаторы, азобисизобутиронитрил (AIBN), органические или неорганические пероксиды, нитрат аммония-церия, перхлораты и т.п. Инициаторы полимеризации обычно присутствуют в количестве от примерно 0,01 до примерно 10 массовых процентов от общей массы мономеров, как понятно специалистам в данной области техники.
В некоторых вариантах реализации сополимер поликарбоновых кислот согласно настоящему изобретению содержит по меньшей мере три сомономера, первую и вторую моноэтиленненасыщенные кислоты и стиролсульфоновую кислоту, в других вариантах реализации сополимер может содержать, помимо двух моноэтиленненасыщенных кислот и стиролсульфоновой кислоты, один или более дополнительных сомономеров, другими словами, сополимер поликарбоновых кислот согласно настоящему изобретению может содержать три, четыре, пять, шесть или более сомономеров.
В некоторых вариантах реализации сополимер поликарбоновых кислот согласно настоящему изобретению содержит только три сомономера, первую и вторую моноэтиленненасыщенные кислоты и стиролсульфоновую кислоту.
Подходящие моноэтиленненасыщенные кислоты могут представлять собой монокислоты, дикислоты или поликислоты, и указанные кислоты могут быть карбоновыми кислотами, фосфоновыми кислотами, их солями или комбинациями. Подходящие моноэтиленненасыщенные кислоты представляют собой, например, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, кротоновую кислоту, винилуксусную кислоту, кислоту и ее соли с щелочными металлами и аммонием. Подходящие моноэтиленненасыщенные дикарбоновые кислоты и ангидриды цис-дикарбоновых кислот представляют собой, например, малеиновую кислоту, малеиновый ангидрид, 1,2,3,6-тетрагидрофталевый ангидрид, 3,6-эпокси-1,2,3,6-тетрагидрофталевый ангидрид, 5-норбонен-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, итаконовую кислоту, мезаконовую кислоту, фумаровую кислоту, цитраконовую кислоту и их соли с щелочными металлами и аммонием. Другие подходящие моноэтиленненасыщенные кислоты включают аллилфосфоновую кислоту, изопропенилфосфоновую кислоту, винилфосфоновую кислоту и их соли с щелочными металлами и аммонием. Наиболее предпочтительно, две или более моноэтиленненасыщенных карбоновых кислот включают акриловую кислоту и метакриловую кислоту.
Подходящие сополимеры поликарбоновых кислот могут содержать один или более моноэтиленненасыщенных кислотных мономеров, сополимеризованных с одним или более моноэтиленненасыщенными, не содержащими кислоты мономерами.
Подходящие моноэтиленненасыщенные, не содержащие кислоты мономеры включают C1 – C4 алкиловые сложные эфиры акриловой или метакриловой кислоты, такие как метилакрилат, этилакрилат, бутилакрилат, метилметакрилат, этилметакрилат, бутилметакрилат и изобутилметакрилат; гидроксиалкиловые сложные эфиры акриловой или метакриловой кислоты, такие как гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксиэтилметакрилат и гидроксипропилметакрилат. Другие моноэтиленненасыщенные, не содержащие кислоты мономеры представляют собой акриламиды и алкил-замещенные акриламиды, включая акриламид, метакриламид, N-трет-бутилакриламид, N-метилакриламид и N,N-диметилакриламид. Другие примеры моноэтиленненасыщенных, не содержащих кислоты мономеров включают акрилонитрил, метакрилонитрил, аллиловый спирт, фосфоэтилметакрилат, 2-винилпиридин, 4-винилпиридин, N-винилпирролидон, N-винилформамид, N-винилимидазол, винилацетат и стирол.
Предпочтительные сомономеры представляют собой малеиновую кислоту и винилацетат, акриловую кислоту и винилацетат, акриловую кислоту и N-трет-бутилакриламид, метакриловую кислоту и винилацетат, метакриловую кислоту и N-трет-бутилакриламид, более предпочтительно акриловую кислоту и метакриловую кислоту, причем образующиеся полимеры могут состоять только из двух мономеров, описанных выше, или содержать два описанных мономера и один или более дополнительных мономеров.
Первая моноэтиленненасыщенная кислота, предпочтительно акриловая кислота присутствует в сополимере в количестве, составляющем ровно или более 40 массовых процентов, предпочтительно ровно или более 45 массовых процентов и более предпочтительно ровно или более 50 массовых процентов от полимеризованных мономеров. Первая моноэтиленненасыщенная кислота присутствует в сополимере в количестве, составляющем ровно или менее 80 массовых процентов, предпочтительно ровно или менее 75 массовых процентов и более предпочтительно ровно или менее 70 массовых процентов от массы полимеризованных мономеров.
Вторая моноэтиленненасыщенная кислота, предпочтительно метакриловая кислота присутствует в сополимере в количестве, составляющем ровно или более 5 массовых процентов, предпочтительно ровно или более 10 массовых процентов и более предпочтительно ровно или более 15 массовых процентов от полимеризованных мономеров. Вторая моноэтиленненасыщенная кислота присутствует в сополимере в количестве, составляющем ровно или менее 45 массовых процентов, предпочтительно ровно или менее 35 массовых процентов и более предпочтительно ровно или менее 25 массовых процентов от полимеризованных мономеров.
Две или более моноэтиленненасыщенных кислот полимеризуют со стиролсульфоновой кислотой или ее солью. Среди стиролсульфоновых кислот (и их солей) предпочтительно используют 4-стиролсульфоновую кислоту.
Стиролсульфоновая кислота присутствует в сополимере поликарбоновых кислот в количестве, составляющем ровно или более 5 массовых процентов, предпочтительно ровно или более 10 массовых процентов и более предпочтительно ровно или более 15 массовых процентов от полимеризованных мономеров. Стиролсульфоновая кислота присутствует в сополимере поликарбоновых кислот в количестве, составляющем ровно или менее 45 массовых процентов, предпочтительно ровно или менее 35 массовых процентов и более предпочтительно ровно или менее 25 массовых процентов от полимеризованных мономеров.
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения поликарбоновый сополимер содержит: i) от 50 массовых процентов до 70 массовых процентов первой моноэтиленненасыщенной кислоты и/или ее ангидрида и/или одной из ее солей, и от 15 массовых процентов до 25 массовых процентов второй моноэтиленненасыщенной кислоты, и ii) от 15 массовых процентов до 25 массовых процентов стиролсульфоновой кислоты и/или одной из ее солей, где массовые проценты выражены относительно общей массы полимеризованных мономеров.
Если сополимер поликарбоновых кислот содержит звенья, образованные из ненасыщенных поликарбоновых кислот (и/или их солей) и/или стиролсульфоновой кислоты (и/или ее солей), то предпочтительно используют натриевые, калиевые или аммониевые соли указанных кислот. При наличии одной или более солей, каждая соль предпочтительно составляет ровно или менее 30 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 20 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 15 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 10 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 5 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 1 массового процента от полимеризованных мономеров.
Водный раствор согласно настоящему изобретению содержит от 1 массового процента до 50 массовых процентов поликарбоксилатного сополимера от общей массы водного раствора. Предпочтительно, сополимер поликарбоновых кислот присутствует в водном растворе согласно настоящему изобретению в количестве, составляющем ровно или более 1 массового процента, более предпочтительно ровно или более 5 массовых процентов, и еще более предпочтительно ровно или более 10 массовых процентов от общей массы водного раствора. Предпочтительно, сополимер поликарбоновых кислот присутствует в водном растворе согласно настоящему изобретению в количестве, составляющем ровно или менее 60 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 50 массовых процентов, и еще более предпочтительно ровно или менее 20 массовых процентов от общей массы водного раствора.
Предпочтительно, сополимер поликарбоновых кислот представляет собой низкомолекулярный полимер, имеющий средневесовую молекулярную массу, составляющую ровно или менее 50000. Предпочтительно, средневесовая молекулярная масса сополимера поликарбоновых кислот составляет ровно или более 1000 дальтон, более предпочтительно ровно или более 2500 дальтон, и еще более предпочтительно ровно или более 5000 дальтон. Предпочтительно, средневесовая молекулярная масса сополимера поликарбоновых кислот составляет ровно или менее 40000 дальтон, более предпочтительно росно или менее 20000 дальтон, и еще более предпочтительно ровно или менее 10000 дальтон.
В лаборатории можно провести эксперименты для определения эффективной минимальной ингибирующей концентрации (MIC), которая обеспечивает ингибирование образования неорганических отложений в искусственно созданных условиях эксплуатации. Возможность быстрого и точного определения оператором количества ингибитора накипеобразования в добываемых флюидах и его сравнения с полученными значениями MIC позволяет ему принять решение о необходимости или целесообразности повторной обработки пласта или повышении скорости добавления из верхних строений во избежание повреждений пласта или оборудования вследствие образования отложений.
Эффективная MIC для термически не состаренного ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или менее 30 ppm, более предпочтительно ровно или менее 25 ppm, и наиболее предпочтительно ровно или менее 10 ppm Эффективная минимальная концентрация ингибитора (MIC) для термически состаренного при 200°С ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или менее 30 ppm, более предпочтительно ровно или менее 20 ppm, более предпочтительно ровно или менее 15 ppm, и наиболее предпочтительно ровно или менее 10 ppm Предпочтительно, ингибитор накипеобразования согласно настоящему изобретению имеет % разность MIC (MICΔ) между MICнесостаренного и MICсостаренного при 200°C, составляющую ровно или менее 25%, предпочтительно ровно или менее 20%, и наиболее предпочтительно ровно или менее 15%, где
MICΔ = MICсостаренного при 200°C - MICнесостаренного x 100 MICнесостаренного
где MICΔ может иметь отрицательное значение, например, значение MICΔ = -20% указывает, что значение MICΔ меньше нуля.
В соответствии с некоторыми вариантами реализации, полимерные композиции, ингибирующие накипеобразование, согласно настоящему изобретению могут быть использованы для очистки накипи в любой водохозяйственной системе, в которой может образовываться накипь. Иллюстративные водохозяйственные системы включают, без ограничения, водопроводные системы в градирнях (включая системы оборотного водоснабжения открытого типа, закрытого типа и прямоточные системы); нефтяные скважины, подземные пласты, геотермальные скважины и другие нефтепромысловые применения; котлы и системы котловой воды; воду для переработки минерального сырья, включая промывание, флотацию и обогащение минерального сырья; автоклавы, моечные аппараты, отбелочные цеха и системы оборотной воды на целлюлозно-бумажных предприятиях; испарители черного щелока в целлюлозно-бумажной промышленности; газовые скрубберы и жидкостные воздухоочистители; процессы непрерывного литья в металлургической промышленности; системы кондиционирования и охлаждения воздуха; техническую воду промышленных и нефтяных предприятий; воду для косвенного охлаждения и нагревания, такую как вода для пастеризации; системы регенерации и очистки воды; системы мембранной фильтрации воды; технологические потоки обработки пищевых продуктов (мяса, растений, сахарной свеклы, сахарного тростника, зерновых культур, птицы, фруктов и соевых бобов); и системы очистки сточных вод, а также осветлители, установки для разделения жидкой и твердой фаз, очистка городских стоков и промышленные или муниципальные водопроводные системы.
Предпочтительный вариант реализации настоящего изобретения представляет собой способ обработки нефтяной, газовой или геотермальной эксплуатационной скважины и/или подземного пласта для ингибирования накипеобразования. Композиция, ингибирующая накипеобразование, согласно настоящему изобретению может быть введена посредством капиллярного закачивания и/или обработки пласта под давлением.
Капиллярное закачивание ингибитора накипеобразования можно проводить из верхних строений или в забое через линии для внутрискважинного ввода реагентов. Капиллярное закачивание в устье скважины или в забое может быть необходимым в нагнетательных скважинах, особенно для повторного закачивания добытой воды, или в потоках эксплуатационной скважины. Капиллярное закачивание в нагнетательные скважины также можно проводить для предотвращения образования отложений в эксплуатационных скважинах. Капиллярное закачивание в добытую воду обычно осуществляют на поверхности у устья скважины, где могут быть введены другие реагенты для добычи, такие как ингибиторы коррозии. В действительности многие ингибиторы накипеобразования несовместимы с некоторыми ингибиторами коррозии. Ингибиторы коррозии также можно закачивать в скважину, если есть капиллярная колонна, или через систему закачки газлифтного газа. При газлифтной закачке важно добавлять к водному раствору ингибитора накипеобразования растворитель с низким давлением паров (понизитель давления паров, VPD), такой как гликоль, во избежание избыточного испарения растворителя и «склеивания» ингибитора накипеобразования. Кроме того, для подавления образования газового гидрата может потребоваться гликоль или какой-либо другой ингибитор образования гидратов. В газлифтной системе используют также растворитель отложений, смешанный с ингибитором накипеобразования.
Для капиллярного закачивания концентрация сополимера поликарбоновых кислот в водной композиции ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или более 1 массового процента, предпочтительно ровно или более 5 массовых процентов, более предпочтительно ровно или более 10 массовых процентов, более предпочтительно ровно или более 15 массовых процентов, более предпочтительно ровно или более 20 массовых процентов, и более предпочтительно ровно или более 25 массовых процентов от общей массы водной композиции ингибитора накипеобразования. Для капиллярного закачивания концентрация сополимера поликарбоновых кислот в водной композиции ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или менее 90 массовых процентов, предпочтительно ровно или менее 80 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 70 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 60 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 50 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 40 массовых процентов, более предпочтительно ровно или менее 35 массовых процентов, и более предпочтительно ровно или менее 30 массовых процентов от общей массы водной композиции ингибитора накипеобразования.
Закачивание в скважину некоторых ингибиторов накипеобразования может приводить к увеличению скорости коррозии в забое.
Основная идея обработки пласта под давлением для ингибирования накипеобразования заключается в защите подземной части скважины от образования отложений и повреждения пласта. Конечно, ингибитор будет продолжать выполнять свою функцию над устьем скважины, защищая трубопровод от образования отложений, но на верхних строениях может потребоваться дополнительная доза ингибитора накипеобразования. При обработке пласта под давлением раствор ингибитора накипеобразования закачивают в скважину при давлении выше давления пласта, в результате чего раствор ингибитора продавливается в поры горной породы вблизи ствола скважины. Затем скважину обычно приостанавливают на несколько часов для удерживания ингибитора в скелете горной породы посредством различных механизмов. При возобновлении работы скважины пластовая вода проходит через поры, в которых удерживается реагент, растворяя некоторую его часть. Таким образом, пластовая вода содержит достаточное количество ингибитора накипеобразования для предотвращения образования отложений. Если концентрация ингибитора падает ниже MIC (минимальная концентрация ингибитора, препятствующая образованию отложений), то скважина подлежит повторной обработке под давлением. Естественно, продолжительный период обработки под давлением минимизирует общие затраты на подземную обработку против отложений.
В одном из вариантов реализации полимерная композиция, ингибирующая накипеобразование, которую используют при обработке под давлением, может быть разбавлена в носителе-растворителе (обычно солевом растворе) и распространена на оптимизированное радиальное расстояние в нефтеносном пласте, в котором она удерживается, а затем медленно высвобождается в водную фазу в процессе нормальной эксплуатации скважины. В одном из вариантов реализации процесс закачивания под давлением обычно включает применение разбавленного раствора полимера, ингибирующего накипеобразование, с поверхностно-активным веществом (0,1 массового процента) для очистки и охлаждения призабойной зоны. После очистки вводят высококонцентрированный раствор полимера, ингибирующего накипеобразование, в концентрации от 5 до 20 массовых процентов, затем низкоконцентрированный раствор полимера, ингибирующего накипеобразование. Растворы оставляют приведенными в контакт в пласте в течение периода времени, эффективного для уравновешивания адсорбции, после чего скважину возвращают в эксплуатацию. Адгезия к пласту обеспечивает возможность удерживания полимера, ингибирующего накипеобразование, в призабойной зоне скважины без выкачивания в эмульсию нефти/воды.
Несмотря на то, что применение химического реагента посредством закачивания под давлением является одним из наиболее распространенных способов обработки подземных отложений, указанный продукт также можно использовать с применением других технологий, обычно используемых на шельфе, которые включают газлифтное закачивание, закачивание в подземное затрубное кольцевое пространство, технологии инкапсулирования или применения растворимых матриц, закачивание в устье морской скважины через гибкий подводный кабель или действительно вторичную обработку с верхних строений, для усиления характеристик ингибитора, поскольку технологические условия изменяют склонность к образованию отложений.
В предпочтительном варианте реализации композицию, ингибирующую накипеобразование, согласно настоящему изобретению используют при обработке отложений в условиях высокой температуры и/или высокого давления, например, в нефтяных, газовых или геотермальных эксплуатационных скважинах. Композиции, ингибирующие накипеобразование, можно использовать для обработки отложений в условиях, в которых температура составляет по меньшей мере примерно 100 °С или от примерно 120 °С до примерно 260 °С, предпочтительно от 230°С до 260°С. Композиции, ингибирующие накипеобразование, также можно использовать для обработки отложений в условиях, в которых давление составляет по меньшей мере примерно 5000 фунт/кв.дюйм (35,2 МПа) или от примерно 5000 фунт/кв.дюйм (35,2 МПа) до примерно 35000 фунт/кв.дюйм (246,1 МПа). В конкретном варианте реализации обработку для ингибирования образования отложений проводят при температуре от примерно 120°С до примерно 260°С, предпочтительно от 230°С до 260°С, и при давлении от примерно 5000 до примерно 35000 фунт/кв.дюйм (от примерно 35,2 до примерно 246,1 МПа).
В предпочтительном варианте реализации композицию, ингибирующую накипеобразование, согласно настоящему изобретению используют при обработке отложений в условиях, в которых солевые растворы, используемые для стимуляции нефтяной или газовой эксплуатационной скважины, имеют повышенную концентрацию кальция. Композиции, ингибирующие накипеобразование, можно использовать для обработки отложений в солевых растворах, имеющих концентрацию кальция, составляющую ровно или более 12000, предпочтительно ровно или более 15000, и более предпочтительно имеющих концентрацию кальция, составляющую ровно или более 18000 ppm
Полимер и/или композицию, ингибирующую накипеобразования, можно использовать в количестве, эффективном для достижения любого необходимого или желаемого эффекта. В одном из вариантов реализации эффективное количество композиции ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению может зависеть от одного или более условий, присутствующих в конкретной системе, подлежащей обработке, и фрагментов, ингибирующих накипеобразование, в полимере, ингибирующем накипеобразование, как понятно специалистам в данной области техники. Например, на эффективное количество могут влиять такие факторы, как площадь, подверженная образованию отложений, температура, количество воды и соответствующая концентрация в воде частиц, потенциально образующих накипь и отложения.
Для закачивания под давлением концентрация сополимера поликарбоновых кислот в водной композиции ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или более 1 массового процента, предпочтительно ровно или более 5 массовых процентов, более предпочтительно ровно или более 10 массовых процентов, более предпочтительно ровно или более 20 массовых процентов, и более предпочтительно ровно или более 30 массовых процентов от общей массы водной композиции ингибитора накипеобразования. Для закачивания под давлением концентрация сополимера поликарбоновых кислот в водной композиции ингибитора накипеобразования согласно настоящему изобретению составляет ровно или менее 60 массовых процентов, предпочтительно ровно или менее 50 массовых процентов, и более предпочтительно ровно или менее 40 массовых процентов от общей массы водной композиции ингибитора накипеобразования.
В одном из вариантов реализации настоящего изобретения водные композиции ингибитора накипеобразования 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 от общей водной композиции ингибитора накипеобразования.
В соответствии с различными вариантами реализации, обрабатывающая композиция согласно настоящему описанию является эффективной, если полимерный ингибитор накипеобразования использован в количестве, составляющем ровно или менее 500 миллионных долей (ppm). В некоторых вариантах реализации композиция является эффективной в концентрациях по меньшей мере 1 ppm, предпочтительно от 1 ppm до 100 ppm; и в других вариантах реализации эффективная концентрация составляет от 1 до примерно 50 ppm В некоторых вариантах реализации эффективная концентрация полимера составляет ровно или менее 10 ppm, предпочтительно ровно или менее 20 ppm, более предпочтительно ровно или менее 30 ppm, более предпочтительно ровно или менее 40 ppm, или еще более предпочтительно ровно или менее 50 ppm В различных вариантах реализации обрабатывающая композиция может быть добавлена непосредственно в рассматриваемую водохозяйственную систему, подлежащую обработке, в фиксированном количестве, при условии, что рН затем регулируют для нейтрализации полимера, как описано выше, или она может быть обеспечена в виде водного раствора и непрерывно или периодически добавлена в указанную водохозяйственную систему, что может быть целесообразно для некоторых применений.
ПРИМЕРЫ
Ингибитор накипеобразования, рассмотренный в качестве примера 1, представляет собой низкомолекулярный сополимер поликариловой кислоты, содержащий 55 массовых процентов акриловой кислоты, 20 массовых процентов метакриловой кислоты и 25 массовых процентов стиролсульфоновой кислоты, имеющий средневесовую Mw примерно 7600 дальтон.
Ингибитор накипеобразования, рассмотренный в качестве сравнительного примера A, представляет собой низкомолекулярный сополимер полиакриловой кислоты, содержащий 80 массовых процентов акриловой кислоты и 20 массовых процентов метакриловой кислоты, имеющий средневесовую Mw примерно 3100 дальтон и доступный в продаже под названием ACCENTTM 1126 у компании The Dow Chemical.
Термическое старение ингибиторов накипеобразование проводили, в основном, в условиях применения при закачивании под давлением. Ингибиторы накипеобразования испытывали в виде 20 мас. % растворов в бессульфатной морской воде в автоклаве Парра для кислотного разложения с тефлоновым вкладышем, установленном в вентилируемой печи.
Получение водных растворов ингибитора накипеобразования
Ингибитор накипеобразования растворяли в искусственной бессульфатной морской воде. Состав бессульфатной морской воды представлен в таблице 1. Соответствующее количество ингибитора накипеобразования добавляли в стеклянную колбу объемом 6 унций (177 мл) и разбавляли соответствующим количеством бессульфатной морской воды с получением раствора с концентрацией активного компонента 20 мас. %. Затем колбу закрывали и встряхивали вручную для тщательного перемешивания.
Таблица 1
| Ион | Содержание иона 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 не состаренных водных растворов ингибитора накипеобразования.
Для сравнительного примера A и примера 1 получали водный раствор, содержащий 1000 ppm ингибитора накипеобразования, в пластиковой колбе объемом 250 мл, используя деионизированную воду.
Получение состаренных водных растворов ингибитора накипеобразования.
Взвешивали ПТФЭ вкладыши реактора Парра, а затем наполняли раствором ингибитора (примечание: количество добавленного раствора ингибитора составляет ровно или менее 60% от емкости ПТФЭ чаши). ПТФЭ вкладыши и растворы взвешивали и записывали массы. Указанные образцы сравнительного примера A и примера 1 помещали в реактор Парра, оснащенный ПТФЭ вкладышем. Перед закрыванием реактора через раствор пропускали газообразный азот в течение 30 минут, а затем раствор дегазировали под вакуумом. После дегазации реакторы закрывали и нагревали при 200 °С в течение пяти дней. Через пять дней емкости извлекали из реактора Парра и оставляли остывать до комнатной температуры в течение 24 часов. После состаривания, визуально, сравнительный пример A стал черным с осадком, а пример 1 слабо изменил цвет, без осадка.
Динамическое функциональное испытание «закупорки трубы» карбонатом кальция.
Динамическое испытание «закупорки трубы» проводили с применением автоматической системы Scale Rig, номер модели 4025, производства компании PSL Systemtechnik. Экспериментальный солевой раствор получали смешиванием солевого раствора 1 и солевого раствора 2, составы солевых растворов представлены в таблице 2.
Таблица 2
| Ион | Экспериментальный 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 испытания проводили с применением следующих условий:
- Солевой раствор = 100% экспериментальный солевой раствор (таблица 4)
- Температура системы = 100°С
- Давление системы = 250 фунт/кв.дюйм (1,8 МПа)
- Змеевик: наружный диаметр 1/16” (1,59 мм), SS316, длина L = 1000 мм
- Скорость потока = 10 мл/мин. общая (5 мл для каждого насоса)
- pH: 6,2
- Контрольное время накипеобразования = 5-6 мин.
- Критерий прохождения = > увеличение 1 фунт./кв.дюйм (7 кПа) за 30 мин.
Получение солевого раствора = солевой раствор 1 и солевой раствор 2 получали по отдельности для сохранения катионов, образующих накипь (солевой раствор 1), и анионов, образующих накипь (солевой раствор 2) по отдельности, так чтобы при смешивании солевого раствора 1 и солевого раствора 2 соотношении 50:50 получить требуемый состав экспериментального солевого раствора. Солевой раствор 1 и солевой раствор 2 перед применением отфильтровывали через 0,45 мкм фильтр. рН 50:50 смеси солевого раствора 1 и солевого раствора 2 должен составлять рН 6,2.
Испытание = солевой раствор 1 и солевой раствор 2 по отдельности закачивали в экспериментальную установку. По достижении температуры и давления их смешивали через микрометрический змеевик образования отложений. Записывали дифференциальное давление в змеевике для определения степени накипеобразования, записываемого как функция от времени.
Контрольное испытание = устанавливали змеевик длиной 1 м из нержавеющей стали SS316, включали насосы для пропускания дистиллированной воды через змеевик в экспериментальном режиме, и доводили давление системы до требуемого значения 250 фунт/кв.дюйм (1,8 МПа). Затем в насосы в экспериментальном выпускном режиме подавали требуемые солевые растворы и возвращали систему в экспериментальный режим. Нагревали печь до 100°С. Затем начинали контрольное испытание с насосом 1, нагнетающим солевой раствор 1, и насосом 2, нагнетающим солевой раствор 2. Записывали увеличение дифференциального давления относительно исходного значения по мере прохождения солевого раствора через змеевик. Измеряли время, истекшее до образования накипи, обусловившей увеличение дифференциального давления на 1 фунт/кв.дюйм (7 кПа) относительно исходного значения с солевым раствором, установленным ранее в данном змеевике. Обеспечивали возможность полного обрастания (порогом является дифференциальное давление 10 фунт/кв.дюйм (70 кПа)) до абсолютной разницы дифференциального давления, затем записывали дифференциальное давление и время.
Очистка змеевика = промывали змеевик 10% лимонной кислотой в течение 2-3 часов при скорости 2 мл/мин. Промывали змеевик дистиллированной водой в течение 2-3 часов при скорости от 2 мл/мин. до 5 мл/мин. Проверяли дифференциальное давление, чтобы убедиться, что оно вернулось к исходному значению, и змеевик является чистым для начала следующего эксперимента.
Эксперимент для определения MIC (минимальной концентрации ингибитора) = раствор ингибитора накипеобразования, подлежащий испытанию, получали в солевом растворе 2. Подавали в насос 3 ингибитор в исходном солевом растворе 2 со скоростью 5 мл/мин. Подавали в насосы 1 и 2 требуемые солевые растворы. Начинали соответствующую программу химического испытания MIC. Ниже приведен пример программы испытания MIC ингибитора накипеобразования: 40 ppm (ингибитор накипеобразования в солевом растворе 2) в течение 30 минут, затем 30 ppm в течение 30 минут, затем 25 ppm в течение 30 минут, затем 20 ppm в течение 30 минут, затем 15 ppm в течение 30 минут, затем 10 ppm в течение 30 минут. Обеспечивали возможность полного обрастания и записывали дифференциальное давление, конечную концентрацию ингибитора накипеобразования и продолжительность эксперимента. Результаты для примера 1 и сравнительного примера A до и после состаривания представлены в таблице 3.
Таблица 3
| MIC до состаривания, ppm | MIC после состаривания при 200 °С, ppm | |
| Сравнительный пример A | от 3 до 4 | 40 |
| Пример 1 | 20 | 10 |
Испытание совместимости с солевым раствором.
Получение экспериментального солевого раствора: получали один литр исходного раствора требуемого экспериментального солевого раствора, используя соответствующие неорганические соли для обеспечения требуемой концентрации ионов (таблица 4). Неорганические соли растворяли в деионизированной воде. После растворения неорганических реагентов могут оставаться незначительные количества нерастворимых веществ. Для обеспечения воспроизводимости результатов, растворы перед применением фильтровали через фильтровальную бумагу Whatman 1.
Получение растворов ингибитора накипеобразования: Растворы ингибитора накипеобразования с содержанием 1000 ppm примера 1 и сравнительного примера A получали в деионизированной воде. Соответствующее количество ингибитора накипеобразования добавляли в пластиковую колбу объемом 250 мл и разбавляли соответствующим количеством деионизированной воды. Колбу закрывали и встряхивали вручную для тщательного перемешивания.
Таблица 4
| Экспериментальный солевой раствор | |
| Ион | ppm |
| Na | 68000 |
| K | 4960 |
| Mg | 680 |
| Ca | 18960 |
| Ba | 2340 |
| Sr | 1625 |
| Cl | 147401 |
Настольные испытания совместимости с экспериментальным солевым раствором.
Получение растворов в экспериментальном солевом растворе с различными концентрациями ингибитора накипеобразования:
- Каждый раствор получали в двух экземплярах, используя стеклянные пробирки на 20 г с крышками.
- Используя исходные растворы полимерного ингибитора с концентрацией 1000 ppm, полученные выше, пипеткой отбирали необходимое количество в стеклянные пробирки на 20 г и разбавляли экспериментальным солевым раствором с получением концентраций ингибитора 25 ppm, 50 ppm и 100 ppm в пересчете на активное вещество (обычно 40-50 массовых процентов активного полимера).
- Полимерные растворы также испытывали в концентрации 1 мас. % «как есть» и получали посредством взвешивания, например, 0,2 г полимерного раствора с концентрацией 40 мас. % в воде и разбавлением до 20 г солевым раствором Shearwater.
- Смесь тщательно встряхивали с помощью небольшого вихревого смесителя.
- Пример 1 испытывали до и после тепловой обработки.
- Наблюдения относительно мутности и осадка представлены в таблице 5.
Таблица 5
| Совместимость | ||||
| Ингибитор накипеобра-зования | 25 ppm | 50 ppm | 100 ppm | 1 мас. % |
| Сравнитель-ный пример A | ||||
| несостаренный | Мутный | Прозрачный | Прозрачный | Мутный/ большое количество осадка |
| Пример 1 | ||||
| несостаренный | Прозрачный | Прозрачный | Прозрачный | Прозрачный/ небольшое количество осадка |
| состаренный при 200°С | Прозрачный/ небольшое количество осадка |
Прозрачный/ небольшое количество осадка |
Прозрачный/ небольшое количество осадка |
Немного мутный/ небольшое количество осадка |
Claims (21)
1. Способ обработки пресной воды или солевого раствора, используемого в нефтяной, газовой или геотермальной эксплуатационной скважине или подземном пласте, для ингибирования накипеобразования, включающий стадию введения водной композиции, ингибирующей накипеобразование, в нефтяную, газовую или геотермальную эксплуатационную скважину или в подземный пласт, причем указанная водная композиция, ингибирующая накипеобразование, содержит сополимер карбоновых кислот, содержащий следующие мономеры:
i) две или более моноэтиленненасыщенные кислоты и/или их ангидриды и/или одну из их солей
и
ii) стиролсульфоновую кислоту и/или одну из ее солей,
отличающийся тем, что
i) две или более моноэтиленненасыщенные кислоты и/или их ангидриды и/или одна из их солей представляют собой
а) акриловую кислоту
и
b) метакриловую кислоту
и
ii) стиролсульфоновая кислота и/или одна из ее солей представляет собой 4-стиролсульфоновую кислоту, и что
ia) акриловая кислота присутствует в количестве от 50 до 70 массовых процентов,
ib) метакриловая кислота присутствует в количестве от 15 до 25 массовых процентов,
и
ii) стиролсульфоновая кислота и/или одна из ее солей присутствует в количестве от 15 до 25 массовых процентов,
при этом массовый процент выражен относительно общей массы полимеризованных мономеров.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что сополимер карбоновых кислот представляет собой сополимер, состоящий из акриловой кислоты, метакриловой кислоты и 4-стиролсульфоновой кислоты, имеющий средневесовую молекулярную массу от 1000 до 50000 дальтон.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что водную композицию, ингибирующую накипеобразование, вводят посредством обработки пласта под давлением.
4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что водную композицию, ингибирующую накипеобразование, вводят посредством обработки пласта капиллярным закачиванием.
5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что обработку для ингибирования накипеобразования осуществляют в температурных условиях от 230°С до 260°С.
6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что солевой раствор имеет концентрацию кальция, составляющую ровно или более 15000 ppm.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562263893P | 2015-12-07 | 2015-12-07 | |
| US62/263,893 | 2015-12-07 | ||
| PCT/US2016/031403 WO2017099840A1 (en) | 2015-12-07 | 2016-05-09 | Thermally stable scale inhibitor compositions |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018122614A3 RU2018122614A3 (ru) | 2019-12-23 |
| RU2018122614A RU2018122614A (ru) | 2019-12-23 |
| RU2725189C2 true RU2725189C2 (ru) | 2020-06-30 |
Family
ID=56015136
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018122614A RU2725189C2 (ru) | 2015-12-07 | 2016-05-09 | Термостойкие композиции ингибиторов накипеобразования |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10934473B2 (ru) |
| EP (1) | EP3387087B1 (ru) |
| CN (1) | CN108291136B (ru) |
| AR (1) | AR104517A1 (ru) |
| BR (1) | BR112018009893B1 (ru) |
| CA (1) | CA3007621A1 (ru) |
| CO (1) | CO2018006322A2 (ru) |
| MX (1) | MX2018006213A (ru) |
| RU (1) | RU2725189C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017099840A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020205358A1 (en) * | 2019-04-04 | 2020-10-08 | Kao Corporation | Methods of inhibiting scale with alkyl diphenyloxide sulfonates |
| 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 |
| CN115448473B (zh) * | 2022-08-29 | 2023-06-20 | 常熟金陵海虞热电有限公司 | 一种用于热电厂循环冷却水的阻垢剂及其制备方法 |
| CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0184894A1 (en) * | 1984-11-09 | 1986-06-18 | Calgon Corporation | Carboxylic-sulfonic-polyalkylene oxide polymers and their use as scale and corrosion inhibitors |
| US4952327A (en) * | 1986-12-08 | 1990-08-28 | The B. F. Goodrich Company | Scale control with terpolymers containing styrene sulfonic acid |
| EP0564248A1 (en) * | 1992-03-30 | 1993-10-06 | Calgon Corporation | N-(2-hydroxyethyl)-N-bis(methylenephosphonic acid) and corresponding N-oxide thereof for high pH scale control |
| EP0792998A1 (en) * | 1996-03-01 | 1997-09-03 | Rohm And Haas Company | Method for metal sulfate scale control in harsh oilfield conditions |
| FR2803304A1 (fr) * | 1999-12-29 | 2001-07-06 | Ceca Sa | Inhibiteurs de depots inorganiques, notamment dans les puits petroliers |
| WO2014176419A1 (en) * | 2013-04-24 | 2014-10-30 | Kemira Oyj | Scale-inhibiting polymers and methods for controlling scale formation |
Family Cites Families (8)
| 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 |
| US5294686A (en) | 1993-03-29 | 1994-03-15 | Rohm And Haas Company | Process for efficient utilization of chain transfer agent |
| CN1054357C (zh) * | 1995-04-26 | 2000-07-12 | 化学工业部天津化工研究院 | 水处理剂阻垢分散剂 |
| US6001940A (en) | 1997-03-18 | 1999-12-14 | Rohm And Haas Company | Process for preparing anhydride polymers |
| CN1122644C (zh) * | 1998-12-25 | 2003-10-01 | 北京燕山石油化工公司研究院 | 多元复配阻垢缓蚀剂 |
| CN100379691C (zh) * | 2004-12-30 | 2008-04-09 | 中国石化北京燕化石油化工股份有限公司 | 一种用于反渗透系统的复合阻垢剂及其应用 |
| US20120118575A1 (en) | 2010-11-12 | 2012-05-17 | James Griffin | Thermally Stable Scale Inhibitor Compositions |
| AR104516A1 (es) | 2015-05-13 | 2017-07-26 | Dow Global Technologies Llc | Composiciones térmicamente estables inhibidoras de incrustaciones |
-
2016
- 2016-05-04 AR ARP160101263A patent/AR104517A1/es unknown
- 2016-05-09 US US15/781,583 patent/US10934473B2/en active Active
- 2016-05-09 CA CA3007621A patent/CA3007621A1/en not_active Abandoned
- 2016-05-09 RU RU2018122614A patent/RU2725189C2/ru active
- 2016-05-09 EP EP16723620.7A patent/EP3387087B1/en active Active
- 2016-05-09 MX MX2018006213A patent/MX2018006213A/es unknown
- 2016-05-09 WO PCT/US2016/031403 patent/WO2017099840A1/en active Application Filing
- 2016-05-09 CN CN201680068119.XA patent/CN108291136B/zh active Active
- 2016-05-09 BR BR112018009893-0A patent/BR112018009893B1/pt active IP Right Grant
-
2018
- 2018-06-19 CO CONC2018/0006322A patent/CO2018006322A2/es unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0184894A1 (en) * | 1984-11-09 | 1986-06-18 | Calgon Corporation | Carboxylic-sulfonic-polyalkylene oxide polymers and their use as scale and corrosion inhibitors |
| US4952327A (en) * | 1986-12-08 | 1990-08-28 | The B. F. Goodrich Company | Scale control with terpolymers containing styrene sulfonic acid |
| EP0564248A1 (en) * | 1992-03-30 | 1993-10-06 | Calgon Corporation | N-(2-hydroxyethyl)-N-bis(methylenephosphonic acid) and corresponding N-oxide thereof for high pH scale control |
| EP0792998A1 (en) * | 1996-03-01 | 1997-09-03 | Rohm And Haas Company | Method for metal sulfate scale control in harsh oilfield conditions |
| FR2803304A1 (fr) * | 1999-12-29 | 2001-07-06 | Ceca Sa | Inhibiteurs de depots inorganiques, notamment dans les puits petroliers |
| 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 |
| 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 |
|---|---|
| CA3007621A1 (en) | 2017-06-15 |
| AR104517A1 (es) | 2017-07-26 |
| CO2018006322A2 (es) | 2018-07-10 |
| BR112018009893A8 (pt) | 2019-02-26 |
| MX2018006213A (es) | 2018-08-15 |
| BR112018009893A2 (pt) | 2018-11-06 |
| US10934473B2 (en) | 2021-03-02 |
| WO2017099840A1 (en) | 2017-06-15 |
| CN108291136A (zh) | 2018-07-17 |
| RU2018122614A3 (ru) | 2019-12-23 |
| RU2018122614A (ru) | 2019-12-23 |
| US20200263076A1 (en) | 2020-08-20 |
| EP3387087A1 (en) | 2018-10-17 |
| EP3387087B1 (en) | 2020-02-26 |
| CN108291136B (zh) | 2021-05-28 |
| BR112018009893B1 (pt) | 2022-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2718591C2 (ru) | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений | |
| AU2017210549A1 (en) | Thermally stable scale inhibitor compositions | |
| US9309137B2 (en) | Tagged scale inhibitor compositions and methods of inhibiting scale | |
| EP2872453B1 (en) | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation | |
| RU2725189C2 (ru) | Термостойкие композиции ингибиторов накипеобразования | |
| US7087189B2 (en) | Multifunctional calcium carbonate and calcium phosphate scale inhibitor | |
| JPH0543726B2 (ru) | ||
| NO301730B1 (no) | Fremgangsmåte for å fjerne og forhindre groing i petroleumholdige formasjoner | |
| CN107922228B (zh) | 阻垢剂方法和组合物 | |
| EP3124510A1 (en) | Method for obtaining random terpolymers derived from itaconic acid and aconitic acid, and/or the isomers thereof, and/or sodium alkenyl sulphonates, and use of the resulting product |