SU1224277A1 - Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production - Google Patents
Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production Download PDFInfo
- Publication number
- SU1224277A1 SU1224277A1 SU823532531A SU3532531A SU1224277A1 SU 1224277 A1 SU1224277 A1 SU 1224277A1 SU 823532531 A SU823532531 A SU 823532531A SU 3532531 A SU3532531 A SU 3532531A SU 1224277 A1 SU1224277 A1 SU 1224277A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- inorganic salts
- oil production
- well
- compound
- composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
Description
Изобрете1ше относитс к нефтедобыче , в частности к составам дл пре дотвращени отложений неорганических солей в призабойной зоне нефт ных скважин.The invention relates to oil production, in particular, compositions for preventing deposits of inorganic salts in the bottomhole zone of oil wells.
Цель изобретени - увеличение времени ингибировани состава в услови х терригенных и терригенно-карбо- натных пород при одновременном сохранении свойства полного предотвраще НИН солеотложений.The purpose of the invention is to increase the time of inhibition of the composition in the conditions of terrigenous and terrigenous-carbonate rocks while maintaining the property of complete prevention of salt deposits.
Дл получени состава используют следующие вещества: ингибитор гипсо- отложений - нитрилотриметилфосфоно- ва кислота (НТФ), белое кристаллическое вещество, ТУ 6-09-20-1-74; сол ную кислоту, техническа Г} сорт плотностью 1,14 г/см ; бифторид аммони , светлое порошкообразное вещество , ТУ 6-08-283-74; пресную воду жесткостью 5 мг-экв/л.The following substances are used to obtain the composition: an inhibitor of gypsum deposits — nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF), a white crystalline substance, TU 6-09-20-1-74; hydrochloric acid, technical grade, density of 1.14 g / cm; ammonium bifluoride, light powdery substance, TU 6-08-283-74; fresh water with a hardness of 5 meq / l.
Берут расчетное количество 0,06- 0,50 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты и раствор ют его в минимальном количестве сол ной кислоты (части от ее общего количества). Получа- ioT первый раствор. В другой емкости в оставшейс части сол ной кислоты .раствор ют 0,03-13,0 г бифторида аммони . Получают второй раствор. Оба раствора смешивают и довод т до объема 100 мл пресной водой.A calculated amount of 0.06-0.50 g of nitrilotrimethylphosphonic acid is taken and dissolved in a minimum amount of hydrochloric acid (part of its total amount). Receive- ioT first solution. In the other container, 0.03-13.0 g of ammonium bifluoride is dissolved in the remaining part of hydrochloric acid. Get a second solution. Both solutions are mixed and made up to a volume of 100 ml with fresh water.
При содержании НТФ меньше 0,06% снижаютс ингибирующие свойства состава , а содержание НТФ в составе болше 0,5% экономически нецелесообразно , так как избыток реагента не может адсорбироватьс на породе и выноситс из скважины с первыми же порWhen the content of NTF is less than 0.06%, the inhibitory properties of the composition decrease, and the content of NTF in the composition is more than 0.5% economically inexpedient, since an excess reagent cannot adsorb on the rock and is removed from the well from the very first pores.
ци ми пластовой жидкости. При содержании же сол ной кислоты меньше 1,05%, а бифторида аммони меньше 0,03% уменьшаетс растворение терригенных пород и в св зи с этим адсорбционные свойства состава станов тс низкими, а содержание сол ной кислоты в составе более 7,65% и бифторида аммони более 13% экономически нецелесообразно .qi mi reservoir fluid. When the content of hydrochloric acid is less than 1.05%, and ammonium bifluoride is less than 0.03%, the dissolution of terrigenous rocks decreases and, therefore, the adsorption properties of the composition become low, and the content of hydrochloric acid in the composition is more than 7.65% and ammonium bifluoride more than 13% is not economically feasible.
В ходе лабораторных испытаний определ ют ингибирующие свойства предлагаемого состава по эффективности предотвращени гипсоотложени .During laboratory tests, the inhibiting properties of the proposed composition are determined according to the effectiveness of preventing gypsum deposition.
Испытани провод т следуюшим образом . Сначала готов т два раствора. Один из них представл ет собой раствор (раствор 1), содержащий в 1 литре 20 г сульфата натри , 125 г хлорида натри и 11 г хлорида магни , а другой (раствор П), содержащий в 1 литре 20 г хлорида кальци . Затем расчетное количество предлагаемого состава приливают к 50 мл раствора 1 и к этой смеси добавл ют 50 мл раствора 11, Таким образом получают инги- бированный перенасыщенный раствор сульфата кальци . В полученных растворах определ ют содержание кальци трилонометрическим методом. Далее эти растворы выдерживают на вод ной бане при + 80°С 6 ч, а затем в них вторично определ ют содержание кальци . Потом также определ ют в растворах количество выпавшего осадка гравиметрическим методом.The tests are carried out as follows. First, prepare two solutions. One of them is a solution (solution 1) containing in 1 liter 20 g of sodium sulfate, 125 g of sodium chloride and 11 g of magnesium chloride, and the other (solution P) containing in 1 liter of 20 g of calcium chloride. Then, the calculated amount of the proposed composition is poured into 50 ml of solution 1 and 50 ml of solution 11 is added to this mixture. Thus, an inhibited supersaturated calcium sulfate solution is obtained. In the resulting solutions, the calcium content is determined by the trilonometric method. Then, these solutions are kept in a water bath at + 80 ° C for 6 hours, and then the calcium content is again determined in them. Then, the amount of precipitated precipitate is also determined in solutions by the gravimetric method.
Результаты испытани -приведены в таблице.The results of the test are given in the table.
..
37,99 43,48 37,25 47,17 57,1437.99 43.48 37.25 47.17 57.14
Примем ание. Содержание воды дл всехReception. Water content for all
составов - остальное.compositions - the rest.
Предлагаемый состав позвол ет полностью на 100% предотвратить гипсо- отложение при малых значени х концентрации ингибитора НТО в составе.The proposed composition allows 100% prevention of gypsum deposition at low concentrations of the NTO inhibitor in the composition.
Адсорбционные свойства предлагаемого состава в услови х тёрригенных коллекторов в 2 раза больше по сравнению с известным,так как бифторид аммони в предлагаемом составе в совокупности с сол ной кислотой быстро раствор ет терригенные породы и увеличивает тем самым поверхность адсорбции дп ингибитора.The adsorption properties of the proposed composition under conditions of terrigenous reservoirs are 2 times greater than the known, since ammonium bifluoride in the proposed composition, together with hydrochloric acid, quickly dissolves terrigenous rocks and thereby increases the adsorption surface dp of the inhibitor.
Редактор Л.АвраменкоEditor L.Avramenko
Составитель Ю.ФедькушовCompiled by Y. Fedkushov
Техред В.КадарКорректор Е.СирохманTehred V. KadarKorrektor E. Sirohman
Заказ 1886/22Order 1886/22
Тираж 864ПодписноеCirculation 864 Subscription
ВНИИПИ Государственного комитета СССРVNIIPI USSR State Committee
по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушска наб., д.4/5for inventions and discoveries 113035, Moscow, Zh-35, Raushsk nab., 4/5
Производс пенно-полиграфическое предпри тие, г.Ужгород, ул.Проектна , 4Production penno-polygraphic enterprise, Uzhgorod, Projecto st., 4
Врем ингибировани предлагаемого состава в услови х тёрригенных и терригенно-карбонатных коллекторов в 2 раза выше, чем у известного в этих услови х.The time of inhibition of the proposed composition in conditions of terrigenous and terrigenous-carbonate reservoirs is 2 times higher than that known in these conditions.
Указанные преимущества позвол ют в промысловых услови х не менее, чем в 3 раза увеличить межремонтный период работы скважины без снижени нефтедобычи, благодар чему увеличиваетс текуща нефтедобыча и снижаетс себестоимость добычи нефти.These advantages allow, in field conditions, to increase the turnaround time of the well operation by no less than 3 times without reducing oil production, thereby increasing current oil production and reducing the cost of oil production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU823532531A SU1224277A1 (en) | 1982-12-29 | 1982-12-29 | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU823532531A SU1224277A1 (en) | 1982-12-29 | 1982-12-29 | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1224277A1 true SU1224277A1 (en) | 1986-04-15 |
Family
ID=21042817
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU823532531A SU1224277A1 (en) | 1982-12-29 | 1982-12-29 | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1224277A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599150C1 (en) * | 2015-08-03 | 2016-10-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
-
1982
- 1982-12-29 SU SU823532531A patent/SU1224277A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР № 458219, кл. С 02 F 5/00, 1972. Авторское свидетельство СССР № 996721, кл. Е 21 В 43/12, 1980. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599150C1 (en) * | 2015-08-03 | 2016-10-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4190462A (en) | Dissolving barium sulfate scale with aqueous solutions of salts of carboxymethyl monocyclic macrocyclic polyamines | |
| US3827977A (en) | Composition for inhibiting scale formation in oil well brines | |
| US5302297A (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
| US8381811B2 (en) | Method of enhancing adsorption of an inhibitor onto a wellbore region | |
| US5261491A (en) | Method for inhibiting scale formation | |
| US3654993A (en) | Method for inhibiting corrosion in a well | |
| EP2371923A1 (en) | Scale inhibitor | |
| EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| AU592445B2 (en) | Low molecular weight polyvinyl sulfonate for low pH barium sulfate scale control | |
| US2856356A (en) | Preparation of a drilling fluid composition and method of use | |
| SU1224277A1 (en) | Compound for preventing precipitation of inorganic salts in well-face area during process of crude oil production | |
| US2429594A (en) | Chemical treatment of oil well liquids for preventing scale formation | |
| RU2398050C1 (en) | Composition for inhibiting scaling and corrosion of metals in water consumption systems | |
| EA006738B1 (en) | Co-retarding agents for preparing purified brine | |
| RU2087677C1 (en) | Method for preventing salt settling in oil production equipment | |
| US3353927A (en) | Dissolving rock salt containing calcium sulfate in the presence of an anionic organic wetting agent | |
| SU791644A1 (en) | Inhibitor of water-soluble salt deposits in gas well | |
| RU2259470C2 (en) | Composition for prevention of salt formation during oil production | |
| SU1244113A1 (en) | Compound for preventing formation of salt deposits during production and treatment of oil | |
| SU1624131A1 (en) | Method of developing offshore fields by waterflooding | |
| RU2013432C1 (en) | Method of mineralized drilling fluid weighting | |
| US3544461A (en) | Stabilized drilling mud | |
| RU2017746C1 (en) | Method of mineral salt deposition inhibitor preparing | |
| SU996721A1 (en) | Composition for inhibiting inorganic salts in hole-bottom area of formation | |
| SU1550106A1 (en) | Method of varying the permeability of oil-bearing formation |