EA014875B1 - Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид - Google Patents
Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид Download PDFInfo
- Publication number
- EA014875B1 EA014875B1 EA200701397A EA200701397A EA014875B1 EA 014875 B1 EA014875 B1 EA 014875B1 EA 200701397 A EA200701397 A EA 200701397A EA 200701397 A EA200701397 A EA 200701397A EA 014875 B1 EA014875 B1 EA 014875B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- chemical
- microemulsion
- oilfield
- mixtures
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 26
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 66
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 57
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 52
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 31
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 30
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 28
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 21
- -1 demulsifiers Substances 0.000 claims description 18
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 17
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 11
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 8
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims description 4
- 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 claims description 4
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 2
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 2
- 150000003580 thiophosphoric acid esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 claims 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 claims 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 27
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 9
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 4
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical group O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N imidazole Natural products C1=CNC=N1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-nonylphenoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OCCO IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical class OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N Lactic Acid Natural products CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 2
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- 150000001553 barium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 2
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 125000001570 methylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])[*:2] 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 2
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 2
- 125000005328 phosphinyl group Chemical group [PH2](=O)* 0.000 description 2
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000022 2-aminoethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])N([H])[H] 0.000 description 1
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC Chemical compound COC1=C(C=CC=C1)N(C1=CC=2C3(C4=CC(=CC=C4C=2C=C1)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC(=CC=C1C=1C=CC(=CC=13)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)N(C1=CC=C(C=C1)OC)C1=C(C=CC=C1)OC)C1=CC=C(C=C1)OC KSSJBGNOJJETTC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N L-phenylalanine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N L-tyrosine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000004103 aminoalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 125000005265 dialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- ZCPCLAPUXMZUCD-UHFFFAOYSA-M dihexadecyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCCCCCC ZCPCLAPUXMZUCD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M dimethyldioctadecylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCCCCCCCCCCCCCCCCC REZZEXDLIUJMMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004664 distearyldimethylammonium chloride (DHTDMAC) Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002296 dynamic light scattering Methods 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N ethyl(phosphonooxy)phosphinic acid Chemical compound CCP(O)(=O)OP(O)(O)=O XOHQAXXZXMHLPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000002391 heterocyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 238000001956 neutron scattering Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- FHHJDRFHHWUPDG-UHFFFAOYSA-N peroxysulfuric acid Chemical class OOS(O)(=O)=O FHHJDRFHHWUPDG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N phenylalanine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000005499 phosphonyl group Chemical group 0.000 description 1
- PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N phosphoramidic acid Chemical class NP(O)(O)=O PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 125000006413 ring segment Chemical group 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000015096 spirit Nutrition 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N tyrosine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CC=C(O)C=C1 OUYCCCASQSFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 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
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/26—Oil-in-water emulsions
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K8/536—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
В изобретении описаны полезные микроэмульсии, содержащие ингибиторы коррозии в дисперсной фазе, диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, которое способствует образованию эмульсии. Значение рН самого ингибитора коррозии может быть установлено таким, чтобы он выступал в качестве поверхностно-активного вещества. Ингибиторы коррозии образуют микроэмульсии, содержащие частицы или капельки диаметром от примерно 10 до примерно 300 нм. Микроэмульсии могут являться микроэмульсиями масло-в-воде, вода-в-масле или бинепрерывными.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к применению ингибиторов коррозии на нефтяных и газовых месторождениях, а наиболее предпочтительно в одном неограничивающем варианте осуществления относится к применению микроэмульсий для подачи ингибиторов коррозии при использовании на нефтяных и газовых месторождениях.
Уровень техники
Хорошо известно, что на стальные трубные изделия и оборудование, использующиеся при добыче нефти и газа, воздействуют корродирующие среды. Такие среды обычно состоят из кислых газов (СО2 и Н28) и рассолов разной солености. При таких условиях сталь будет подвергаться коррозии, возможно приводящей к порче оборудования, неполадкам, загрязнению окружающей среды и убыткам. Кроме того, в некоторых случаях буровые растворы содержат кислоту, специально прибавленную в них для кислотной обработки пластов с целью увеличения извлечения углеводородов. Эта прибавленная кислота также приводит к затруднениям, связанным с коррозией.
Поскольку скорость, с которой протекает коррозия, зависит от целого ряда факторов, таких как тип металла, химическая природа корродирующего агента, соленость, рН, температура и т.п., почти неизбежно протекает какой-либо тип коррозии. Одним путем преодоления этого затруднения является использование ингибиторов коррозии в системе добычи углеводородов.
Ингибиторы коррозии широко используются в добывающих скважинах и магистральных нефте- и газопроводах. Ингибиторы коррозии обычно являются высоковязкими жидкостями. Для получения способного к перекачке продукта обычно используют растворитель, чтобы разбавить ингибиторы и получить относительно низковязкую жидкость. Обычно применение больших количеств растворителя нежелательно, поскольку это повышает стоимость продукта и может увеличивать воспламеняемость.
Известно, что коррозию сплавов железа и сталей, соприкасающихся с эмульсиями масло-в-рассоле, можно ингибировать путем обработки эмульсией растворимого в воде полимера, предпочтительно растворимых в воде анионогенных, неионогенных и катионогенных полимеров, и/или азотсодержащими ингибиторами коррозии.
Микроэмульсия является термодинамически стабильной жидкостью. Она отличается от кинетически стабильных эмульсий, которые со временем разделяются на масло и воду. Известно, что микроэмульсии вода-в-масле подают растворимые в воде нефтепромысловые химикаты в подземные геологические горизонты. Также известны микроэмульсии масло-в-спирте, содержащие ингибиторы коррозии в антифризных композициях.
Было бы полезно разработать новый ингибитор коррозии, который был бы лучше известных в настоящее время систем. Всегда желательно обеспечить более значительную способность ингибировать коррозию с использованием меньшего количества ингибирующего коррозию материала и/или меньшее количество инертного материала, в особенности если инертный материал является относительно дорогостоящим. Также было бы полезно, если бы ингибитор коррозии являлся стабильным во время хранения и обладал меньшей воспламеняемостью по сравнению с обычными ингибиторами коррозии.
Краткое изложение сущности изобретения
Для решения этой и других задач настоящего изобретения в одном варианте осуществления разработан способ прибавления нефтепромыслового химиката к флюиду, включающий использование флюида, включая, но не ограничиваясь только ими, воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Содержащую нефтепромысловый химикат микроэмульсию вводят во флюид. Содержащая нефтепромысловый химикат микроэмульсия включает неводную дисперсную фазу, которая содержит нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью, и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе. Микроэмульсия дополнительно включает водную диспергирующую фазу.
Альтернативно, неводная дисперсная фаза включает нефтепромысловый химикат; водную диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе. Поверхностно-активное вещество является дискретным и отделено от нефтепромыслового химиката.
В другом неограничивающем варианте осуществления настоящее изобретение также относится к способу улучшения способности ингибировать коррозию у флюида, которым может являться вода; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Способ дополнительно включает введение содержащей ингибитор коррозии микроэмульсии во флюид в количестве, эффективном для улучшения его способности ингибировать коррозию. Содержащая ингибитор коррозии микроэмульсия включает дисперсную фазу, включающую ингибитор коррозии, диспергирующую фазу и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа
- 1 014875 и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
Подробное описание изобретения
Согласно изобретению было установлено, что микроэмульсии можно применять для солюбилизации или подачи растворимых в масле нефтепромысловых химикатов, например ингибиторов коррозии, с использованием меньшего количества органического или неводного растворителя. Микроэмульсия также улучшает диспергируемость нефтепромысловых химикатов в продуктивных флюидах, перекачиваемых флюидах и т.п., тем самым улучшая рабочие характеристики химиката. Кроме того, композиции и способы, предлагаемые в настоящем изобретении, могут дополнительно или альтернативно включать другие нефтепромысловые химикаты, такие как средства для удаления продуктов коррозии, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы отложений, средства для растворения отложений, ингибиторы отложения парафина, ингибиторы образования гидрата газа, биоциды, модификаторы рН, соединения, образующие хелаты с металлами, соединения, образующие комплексы с металлами, антиоксиданты, смачивающие агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы отложения воска, средства для растворения воска, средства для диспергирования воска, поглотители Н28, ингибиторы просачивания воды, добавки для закрепления рыхлых песчаных пластов, модификаторы проницаемости, вспенивающие агенты, микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, соли, полимеры, стабилизаторы полимеров, сшивающие реагенты и деэмульгаторы. Эти нефтепромысловые химикаты могут находиться в растворимой в масле (неводной) и/или в растворимой в воде (водной) формах. Если эти дополнительные нефтепромысловые химикаты несовместимы с ингибиторами коррозии, то их можно включать в другие капельки или частицы и затем смешать по методике, но необязательно ограничиваясь только ею, их смешивания до введения во флюид. Альтернативно, дополнительные нефтепромысловые химикаты могут содержаться в другой фазе.
Также следует понимать, что способы и композиции, предлагаемые в настоящем изобретении, не ограничиваются случаем, когда нефтепромысловый химикат растворим в масле. Микроэмульсия может быть такой, что дисперсной фазой является вода, которая содержит растворимый в воде нефтепромысловый химикат, а диспергирующая фаза является неводной.
Следует понимать, что, хотя способы и композиции часто рассматриваются в настоящем изобретении для варианта осуществления, в котором нефтепромысловый химикат является ингибитором коррозии, способы и композиции можно приспособить для подачи, закачивания, введения и другого внесения иного нефтепромыслового химиката. Многие продуктивные и транспортировочные нефте- и газопроводы содержат значительное количество воды в жидкой фазе. Как отмечено выше, такие трубопроводы могут подвергаться опасности коррозии. Подходящие флюиды, для которых можно использовать композиции и способы, предлагаемые в настоящем изобретении, включают, но необязательно ограничиваются только ими, воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ. Углеводородную систему в настоящем изобретении также можно определить, как любую жидкую систему, которая содержит не менее 0,5% углеводородного компонента. Углеводородные системы включают, но необязательно ограничиваются только ими, многофазные трубопроводы и резервуары (например, содержащие системы нефть/вода, нефть/вода/газ) в системах добычи нефти и газа. Следует понимать, что в термин углеводородный флюид могут включаться кислородсодержащие или азотсодержащие углеводороды, такие как низшие спирты, гликоли, амины, простые эфиры и т.п. Термин углеводородный флюид также означает любой флюид, который содержит углеводороды и в соответствии с определением в настоящем изобретении также включает кислородсодержащие углеводороды. Таким образом, основной областью применения настоящей технологии являются многофазные содержащие углеводороды системы (например, системы нефть/вода, нефть/вода/газ), такие как содержащиеся в эксплуатационных нефте- и газопроводах.
В целом микроэмульсии известны в данной области техники и известно, что они фундаментальным образом отличаются от обычных эмульсий. Микроэмульсии являются термодинамически стабильными системами. В одном неограничивающем варианте осуществления размер частиц микроэмульсий составляет от примерно 10 до примерно 300 нм. В другом неограничивающем варианте осуществления размер частиц микроэмульсии не является особенно важным, пока эмульсия термодинамически стабильна (отличительная характеристика микроэмульсий). Микроэмульсии обычно выглядят как прозрачные или полупрозрачные растворы. Размер частиц микроэмульсий можно определить с помощью динамического светорассеяния или рассеяния нейтронов или другой подходящей методики. Вследствие небольшого размера частиц микроэмульсии выглядят как прозрачные или полупрозрачные растворы. Микроэмульсии обладают сверхнизким межфазным натяжением между водной фазой и масляной фазой или неводной фазой.
Как уже отмечено, микроэмульсии улучшают диспергируемость нефтепромыслового химиката (например, ингибитора коррозии) во флюидах, таких как дисперсные флюиды, и тем самым улучшают рабочие характеристики нефтепромыслового химиката (например, ингибитора). Микроэмульсии также могут включать другие несовместимые растворимые в масле нефтепромысловые химикаты и раствори
- 2 014875 мые в воде нефтепромысловые химикаты в качестве альтернатив или дополнений к имеющимся. Например, растворимый в масле нефтепромысловый химикат, такой как ингибитор коррозии, может находиться в дисперсной фазе, а растворимый в воде ингибитор образования отложений может находиться в водной диспергирующей фазе.
При более подробном описании микроэмульсия, предлагаемая в настоящем изобретении, содержит или включает нефтепромысловый химикат, по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество и воду, а в одном неограничивающем варианте осуществления диспергирующая фаза является водной, а дисперсная фаза является неводной. Альтернативно, микроэмульсия может представлять собой микроэмульсию вода-в-масле или бинепрерывную микроэмульсию. Следует понимать, что бинепрерывная микроэмульсия, строго говоря, не содержит дисперсную фазу или диспергирующую фазу. Как таковая, бинепрерывная микроэмульсия необязательно содержит частицы, хотя она может содержать и водные частицы в неводной части, и неводные частицы в водной части, причем водные и неводные части иногда перестают быть непрерывными. Следует понимать, что микроэмульсии, предлагаемые в настоящем изобретении, лучше всего описывать с помощью водной дисперсной фазы и водной диспергирующей фазы, в основном по той причине, что многие известные ингибиторы коррозии обычно растворимы в масле, а микроэмульсии, предлагаемые в настоящем изобретении, не ограничиваются этими конкретными вариантами осуществления.
Композиции, предлагаемые в настоящем изобретении, также могут включать сорастворитель или масло, если это необходимо для образования таких микроэмульсий. Сам нефтепромысловый химикат может выступать в качестве масляной фазы или в качестве поверхностно-активного вещества в зависимости от своей растворимости, что подробнее описано ниже.
В другом неограничивающем варианте осуществления микроэмульсия может содержать от примерно 1 до примерно 90 мас.% нефтепромыслового химиката, от примерно 5 до примерно 96% воды и от примерно 0,2 до примерно 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества. В другом неограничивающем варианте осуществления может содержаться от примерно 1 до примерно 95 мас.% нефтепромыслового химиката, от примерно 3 до примерно 98% воды и от примерно 0,1 до примерно 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества. В случае когда нефтепромысловый химикат также выступает в качестве поверхностно-активного вещества, микроэмульсия может включать от примерно 1 до примерно 90 мас.% нефтепромыслового химиката и от примерно 10 до примерно 99 мас.% воды.
Подходящими ингибиторами коррозии для использования с микроэмульсиями, предлагаемыми в настоящем изобретении, могут быть любые или самые известные ингибиторы коррозии и вероятно, те, которые будут разработаны впоследствии. Такие ингибиторы коррозии включают, но необязательно ограничиваются только ими, алканоламины, алкилфосфатные сложные эфиры, тиофосфатные сложные эфиры, жирные кислоты, такие как димерные карбоновые кислоты, малеинированные жирные кислоты, имидазолины, серусодержащие ингибиторы и т.п. Алкильные цепи могут содержать от 8 до 24 атомов углерода. В одном неограничивающем варианте осуществления можно использовать ненасыщенную цепь, такую как олеиловая. Другими примерами ингибиторов коррозии являются соединения, ингибирующие коррозию стали предпочтительно при анаэробных условиях, и они предпочтительно могут являться пленкообразователями, которые можно осаждать в виде пленки на поверхности металла, например на поверхности стали, такой как стенка трубопровода. Такими соединениями могут быть некватернизованные содержащие длинные алифатические цепи гидрокарбильные Ν-содержащие гетероциклические соединения, в которых алифатическая гидрокарбильная группа может содержать от 5 до 12 или более атомов углерода; моно- или диэтиленненасыщенные алифатические группы, содержащие, например, 8-24 атомов углерода, такие как олеильная и т.п. Ν-содержащая гетероциклическая группа может содержать 1-3 кольцевых атомов азота в 5-7 кольцевых атомах каждого цикла; в одном неограничивающем варианте осуществления пригодны для использования имидазольное и имидазолиновое кольца. Кольцо также может содержать аминоалкильные, например 2-аминоэтильный, и/или гидроксиалкильные, например 2-гидроксиэтильный, заместители.
Подходящие ингибиторы образования отложений включают такие, которые эффективно предупреждают образование отложений соединений кальция и/или бария при их использовании в пороговых, а не стехиометрических количествах. Приемлемые ингибиторы образования отложений включают, но необязательно ограничиваются только ими, растворимые в воде органические вещества, содержащие не менее 2 карбоксильных, и/или фосфоновых, и/или сульфоновых групп, например 2-30 таких групп. В другом неограничивающем варианте осуществления ингибитором образования отложений может быть олигомер или полимер или может быть мономер, содержащий не менее одной гидроксигруппы и/или аминного атома азота, предпочтительно в виде гидроксикарбоновой кислоты или гидрокси- или аминофосфоновой или сульфоновой кислоты. Ингибитор можно использовать в основном для подавления образования отложений соединений кальция и/или бария, но можно предупреждать образование и других отложений. Неограничивающими примерами таких соединений, которые используются в качестве ингибиторов, являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты, например полиаминометиленфосфонаты, содержащие 2-10 атомов Ν, например содержащие не менее одной метиленфосфонатной группы ка
- 3 014875 ждый; примеры последних включают, но не ограничиваются только ими, этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента(метиленфосфонат) и триамин- и тетрааминполиметиленфосфонаты, содержащие 2-4 метиленовые группы у каждого атома Ν, в каждом фосфонате не менее 2 метиленовых групп являются разными. Другие ингибиторы образования отложений включают многоосновные карбоновые кислоты, такие как акриловая, малеиновая, молочная или виннокаменная кислота, и полимерные анионогенные соединения, такие как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловая кислота, необязательно, по меньшей мере, с некоторым количеством фосфонильных или фосфинильных групп, как в фосфинилполиакрилатах. В некоторых неограничивающих вариантах осуществления ингибиторы образования отложений, по меньшей мере частично, применимы в виде их солей щелочных металлов, например натриевых солей.
В одном неограничивающем варианте осуществления подходящие ингибиторы отложения асфальтенов включают, но не ограничиваются только ими, амфотерные жирные кислоты и соли алкилянтарной кислоты, и подходящие ингибиторы отложения воска включают, но не ограничиваются только ими, полимер, такой как полиолефин, например полиэтилен или сополимерный сложный эфир, например сополимер этилен-винилацетат, и подходящие средства для диспергирования воска включают, но не ограничиваются только ими, полиамиды. Подходящие поглотители сероводорода включают, но не ограничиваются только ими, окислители, такие как неорганические пероксиды, например пероксид натрия и диоксид хлора, или альдегид, например, содержащий 1-10 атомов углерода, такой как формальдегид или глутаровый альдегид, или (мет)акролеин. Подходящие ингибиторы образования гидрата газа включают, но не ограничиваются только ими, твердые полярные соединения, которыми могут быть полиоксиалкилены, или алканоламины, или тирозин, или фенилаланин.
В другом неограничивающем варианте осуществления количество использующегося нефтепромыслового химиката находится в диапазоне 1-50% мас./мас. в пересчете на неводную фазу, предпочтительно 5-40% мас./мас., альтернативно 6-30% мас./мас. В этих диапазонах использующееся количество зависит от природы применяющегося химиката и области применения.
В одном неограничивающем варианте осуществления поверхностно-активное вещество может представлять собой сам ингибитор коррозии при установлении такого значения рН, чтобы придать необходимую способность образовывать микроэмульсии. В другом неограничивающем примере прибавление основания для повышения рН приведет к превращению в поверхностно-активное вещество - мыло. В дополнение и альтернативно, прибавление кислоты будет приводить к протонированию амина и к приданию ему растворимости в воде. Следует понимать, что не для всех нефтепромысловых химикат необходимо регулировать рН с целью придания им достаточной поверхностной активности, необходимой для образования микроэмульсии, т. е. они сами по себе обладают такой поверхностной активностью.
Также можно использовать обычные поверхностно-активные вещества, такие как анионогенные, неионогенные, катионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества. Подходящие анионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкилсульфаты, сульфонаты, сульфосукцинаты, фосфаты, алкилбензолсульфонаты и т.п. Другие подходящие анионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, жирные карбоксилаты, алкилсаркозинаты, алкилфосфаты, алкилсульфонаты, алкилсульфаты и т. п. и их смеси. Длина алкильной цепи в поверхностно-активных веществах может составлять от 8 до 24 атомов углерода.
Подходящие неионогенные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкоксилированные спирты или простые эфиры, алкилэтоксилаты, алкиламидоэтоксилаты, алкиламиноэтоксилаты, алкилглюкозиды, алкилированные карбоновые кислоты, сорбитановые производные, в которых алкильная цепь также может содержать от 8 до 24 атомов углерода. Более предпочтительные примеры включают, но необязательно ограничиваются только ими, нонилфенолэтоксилат-3, алкилэтоксилаты-3, диэтиламиды олеилкарбонатов и т.п. и их смеси.
Подходящие поверхностно-активные вещества и их смеси включают, но необязательно ограничиваются только ими, катионогенные поверхностно-активные вещества, такие как четвертичные моноалкиламины, такие как кокотриметиламмонийхлорид, цетилтриметиламмонийхлорид, стеарилтриметиламмонийхлорид, соятриметиламмонийхлорид, бегенилтриметиламмонийхлорид и т. п. и их смеси. Другие подходящие катионогенные поверхностно-активные вещества, которые можно использовать, включают, но необязательно ограничиваются только ими, четвертичные диалкиламины, такие как дицетилдиметиламмонийхлорид, дикокодиметиламмонийхлорид, дистеарилдиметиламмонийхлорид и т. п. и их смеси.
Амфотерные/цвиттерионные поверхностно-активные вещества, которые можно использовать, включают, но необязательно ограничиваются только ими, алкилбетаины, алкиламидопропилбетаины, алкиламфоацетаты, алкиламфопропионаты, алкиламидопропилгидроксисульфаты и т.п. и их смеси.
Необязательные сорастворители включают, но необязательно ограничиваются только ими, спирты, гликоли, жирные спирты, простые эфиры алкилгликолей, обладающие цепью, содержащей от 3 до 8 атомов углерода, в которых цепи могут быть линейными или разветвленными. В одном неограничивающем варианте осуществления цепь может содержать от 4 до 6 атомов углерода. Предпочтительные примеры подходящих сорастворителей включают, но необязательно ограничиваются только ими, изопропанол,
- 4 014875 бутанол, пентанол, гексанол, бутилмоногликолевый эфир и т.п. и их смеси.
Растворители, необязательно использующиеся в углеводородной дисперсной фазе, могут включать, но необязательно ограничиваются только ими, минеральное масло, уайт-спириты или другие комбинации линейных, разветвленных, алициклических или ароматических углеводородов. В одном неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения углеводороды в диспергирующей фазе содержат от примерно 7 до примерно 18 атомов углерода.
Микроэмульсии, обсужденные в настоящем изобретении, можно легко получить путем комбинирования различных компонентов и проведения смешивания, перемешивания или завихрения, пока не образуется подходящая микроэмульсия.
Как уже отмечено, микроэмульсии также могут включать другие нефтепромысловые химикаты включая, но необязательно ограничиваясь только ими, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы образования отложений, ингибиторы отложения парафина и ингибиторы образования гидрата газа и т. п.
Кроме того, микроэмульсии, содержащие нефтепромысловые химикаты, можно применять для периодической обработки или вводить путем непрерывной закачки, такой как закачка через капилляры. Кроме того, микроэмульсии можно применять для подачи через внешнюю врезку в подводные трубопроводы. Продукт также можно вводить в скважину путем периодической закачки вниз по насоснокомпрессорным трубам, или в пустые трубы, или путем вытеснения из заполненных труб. Предполагается, что эти композиции микроэмульсий обладают лучшими рабочими характеристиками и меньшей стоимостью, чем обычные, основанные только на растворителях нефтепромысловые химикаты, поскольку растворители дороже воды. Также предполагается, что эти микроэмульсии нефтепромысловых химикатов будут менее вредны для окружающей среды, поскольку используется меньшее количество растворителей. Эти микроэмульсии также обладают тем преимуществом, что у них ниже температура вспышки, поскольку содержится меньшее количество растворителя. Кроме того, можно приготовить концентрированные продукты совместно с несовместимыми и/или синергетическими промежуточными продуктами.
Заранее трудно предсказать, какой должна быть рабочая концентрация, поскольку эта концентрация зависит от многих взаимосвязанных параметров обрабатываемой системы, включая, но необязательно ограничиваясь только ими, природу флюида, температуру, природу нефтепромысловых химикатов, природу поверхностно-активного вещества и т. п. Тем не менее, для представления о типичной концентрации в качестве неограничивающего примера можно указать эффективный диапазон концентраций микроэмульсии во флюиде, составляющий от 1 до 4000 мас.ч./млн продукта.
В другом неограничивающем варианте осуществления настоящего изобретения нижний порог диапазона концентраций составляет примерно 30 мас.ч./млн, а верхний порог диапазона концентраций может достигать примерно 1000 мас.ч./млн или 500 мас.ч./млн, альтернативно до 100 мас.ч./млн микроэмульсии в пересчете на полное количество обрабатываемого флюида.
Предполагается, что в одном неограничивающем варианте осуществления микроэмульсия разрушается и/или обращается для подачи ингибитора коррозии в трубопровод, систему добычи или другое оборудование, которое желательно защитить. Микроэмульсии могут разрушаться или обращаться по разным методикам, таким как химическая обработка или нагревание, но одной общей методикой предположительно является обычное разбавление. Методики дестабилизации или разрушения микроэмульсии включают, но необязательно ограничиваются только ими, изменение температуры, изменение рН, изменение солености, изменение концентрации спирта, изменение стабилизирующей концентрации поверхностноактивного вещества, изменение концентрации органических ионов, изменение дестабилизирующей концентрации поверхностно-активного вещества, изменение концентрации поверхностно-активного адсорбента, воздействие ультразвука и электрического поля и их комбинации.
Для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения приведенные в нем композиции и способы дополнительно описаны с помощью представленных ниже неограничивающих примеров, которые предназначены только для дополнительного описания предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, а не для какого-либо его ограничения.
Пример 1.
В одном варианте осуществления микроэмульсии масло-в-воде, содержащей ингибитор коррозии, она обладает следующим составом, мас.%: толуол 2; олеилимидазолин (ингибитор коррозии) 4; олеиновая кислота (ингибитор коррозии) 4; додецилбензолсульфоновая кислота; этаноламин 2; бутиловый спирт 20; вода 66.
Последовательно смешивают указанные выше ингредиенты. Получают прозрачную и стабильную микроэмульсию. Полученную микроэмульсию масло-в-воде легко разбавить водной фазой.
Пример 2.
В одном варианте осуществления микроэмульсии вода-в-масле, содержащей ингибитор коррозии, она обладает следующим составом, мас.%: олеилимидазолин (ингибитор коррозии) 16; олеиновая кислота (ингибитор коррозии) 16; додецилбензолсульфоновая кислота 8; этаноламин 5; бутиловый спирт 11; толуол 33; вода 11.
Последовательно смешивают указанные выше ингредиенты. Получают прозрачную и стабильную
- 5 014875 микроэмульсию. Полученную микроэмульсию вода-в-масле легко разбавить углеводородным растворителем.
Пример 3.
Проводят тест по вытеснению меди. 30 мас.ч./млн ингибитора коррозии в ИАСЕ/Пораг М в виде смеси состава 90/10 продувают посредством СО2 при 60°С в течение 5 ч, затем погружают в 10% раствор Си8О4. Результаты, приведенные в таблице, показывают, что ингибитор коррозии в микроэмульсии обладает лучшей укрывистостью, чем такой же ингибитор коррозии в том же количестве, использовавшийся в виде обычного ингибитора коррозии на масляной основе. Это различие установлено путем осмотра испытательных образцов. Улучшение видно при осмотре.
| Обычный растворимый в масле ингибитор коррозии | Ингибитор коррозии в микроэмульсии | ||
| Компонент | Мас.% | Компонент | Мас.% |
| Олеилимидазолинамид | 5,0 | О леилимидаз о линамид | 5,0 |
| Олеиновая кислота | 3,0 | Олеиновая кислота | 3,0 |
| Олеилимидазолин | 3,0 | Олеилимидазолин | 3,0 |
| Нонилфенолэтоксилатфосфат | 2,0 | Нонилфенолэтоксилатфосфат | 2,0 |
| Ароматический растворитель | 87,0 | Бутанол | 15,0 |
| Нонилфенолэтоксилат-10 | 3,0 | ||
| Ледяная уксусная кислота | 4,0 | ||
| Вода | | 65,0 |
Пример 4.
Совместно с ингибитором коррозии также можно использовать другие нефтепромысловые химикаты, такие как ингибитор образования отложений (например, 1-гидроксиэтандифосфоновую кислоту). Смесь описанного ниже состава (в мас.%) является микроэмульсией:
Олеилимидазолин12
Олеиновая кислота2
Ледяная уксусная кислота4
Нонилфенолэтоксилат-104
Бутанол14
1-Гидроксиэтандифосфоновая кислота 10 Вода:54
В композицию и осуществление настоящего изобретения без отклонения от его сущности и объема, которые определяются только прилагающейся формулой изобретения, можно внести множество изменений. Кроме того, нефтепромысловые химикаты или добавки, например ингибиторы коррозии, в том числе поверхностно-активные вещества, необязательные растворители и т.п., не те, которые специально указаны, можно применять в способах и композициях, предлагаемых в настоящем изобретении. Предполагается, что различные комбинации воды, ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ, кроме специально указанных в настоящем изобретении, и не в тех соотношениях, которые указаны в настоящем изобретении, также можно применять в качестве эффективных и улучшенных микроэмульсий.
Claims (11)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид, заключающийся в том, что во флюид, выбранный из группы, включающей воду; смеси углеводородов и воды; смеси углеводородов, воды и газа; смеси углеводородов, воды и твердых веществ; смеси углеводородов, воды, газа и твердых веществ; смеси воды, газа и твердых веществ и смеси воды и твердых веществ, вводят содержащую нефтепромысловый химикат микроэмульсию в количестве, составляющем от 1 до 4000 мас.ч./млн, причем микроэмульсия включает водную диспергирующую фазу, комбинацию нефтепромысловый химикат - поверхностно-активное вещество, выбранную из группы, включающей неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе; и неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе;разрушают микроэмульсию для подачи нефтепромыслового химиката, при этом нефтепромысловый химикат выбирают из группы, включающей ингибиторы коррозии, средства для удаления продуктов- 6 014875 коррозии, ингибиторы отложения асфальтенов, ингибиторы отложений, средства для растворения отложений, ингибиторы отложения парафина, ингибиторы образования гидрата газа, биоциды, соединения, образующие хелаты с металлами, соединения, образующие комплексы с металлами, антиоксиданты, смачивающие агенты, стабилизаторы глины, ингибиторы отложения воска, средства для растворения воска, средства для диспергирования воска, поглотители Н28, ингибиторы просачивания воды, добавки для закрепления рыхлых песчаных пластов, модификаторы проницаемости, вспенивающие агенты, микроорганизмы, питательные вещества для микроорганизмов, соли, полимеры, стабилизаторы полимеров, сшивающие реагенты, деэмульгаторы и их смеси.
- 2. Способ по п.1, в котором нефтепромысловый химикат выбирают из группы, включающей кислые нефтепромысловые химикаты, к которым прибавлено количество основания, достаточное для придания им поверхностной активности; и основные нефтепромысловые химикаты, к которым прибавлено количество кислоты, достаточное для придания им поверхностной активности; и их смеси.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором диспергирующая фаза включает воду и дисперсная фаза дополнительно включает сорастворитель, выбранный из группы, включающей обладающие разветвленными или линейными цепями спирты, гликоли и простые эфиры алкилгликолей, содержащие от 3 до 8 атомов углерода.
- 4. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсия включает от 1 до 90 мас.% нефтепромыслового химиката и от 10 до 99 мас.% воды.
- 5. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсия дополнительно включает добавочный нефтепромысловый химикат и дисперсная фаза, включающая нефтепромысловый химикат, представляет собой капельки, отделенные от дисперсной фазы, включающей добавочный нефтепромысловый химикат.
- 6. Способ по п.1 или 2, в котором микроэмульсию непрерывно закачивают во флюид.
- 7. Способ по п.1 или 2, в котором нефтепромысловый химикат, являющийся ингибитором коррозии, выбирают из группы, включающей алифатические амины, насыщенные и ненасыщенные жирные кислоты, алканоламиды, алкилфосфатные сложные эфиры, тиофосфатные сложные эфиры, имидазолины, серосодержащие ингибиторы и их смеси.
- 8. Способ по п.1 или 2, в котором нефтепромысловый химикат подают в скважину, где находится флюид, при этом в подземном горизонте количество флюида мало или он отсутствует.
- 9. Способ по п.1 или 2, в котором комбинация нефтепромысловый химикат - поверхностноактивное вещество включает неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, в которой нефтепромысловый химикат дополнительно обладает поверхностной активностью и нефтепромысловый химикат содержится в количестве, эффективном для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
- 10. Способ по п.1 или 2, в котором комбинация нефтепромысловый химикат - поверхностноактивное вещество включает неводную дисперсную фазу, включающую нефтепромысловый химикат, и по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество такого типа и в таком количестве, которые эффективны для образования стабильной микроэмульсии из капелек дисперсной фазы в диспергирующей фазе.
- 11. Способ по п.10, в котором микроэмульсия включает от 1 до 90 мас.% нефтепромыслового химиката, от 5 до 96% воды и от 0,2 до 50 мас.% всего поверхностно-активного вещества.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US64568405P | 2005-01-21 | 2005-01-21 | |
| US11/334,164 US7615516B2 (en) | 2005-01-21 | 2006-01-18 | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications |
| PCT/US2006/001746 WO2006078723A2 (en) | 2005-01-21 | 2006-01-19 | Microemulsion containing oilfield chemicals useful for oil and gas field applications |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200701397A1 EA200701397A1 (ru) | 2008-02-28 |
| EA014875B1 true EA014875B1 (ru) | 2011-02-28 |
Family
ID=36692821
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701397A EA014875B1 (ru) | 2005-01-21 | 2006-01-19 | Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7615516B2 (ru) |
| EP (1) | EP1874890B1 (ru) |
| AU (1) | AU2006206524C1 (ru) |
| CA (1) | CA2595460C (ru) |
| DK (1) | DK1874890T3 (ru) |
| EA (1) | EA014875B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007008793A (ru) |
| NO (1) | NO341550B1 (ru) |
| WO (1) | WO2006078723A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495239C1 (ru) * | 2012-04-27 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления |
Families Citing this family (89)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7615516B2 (en) * | 2005-01-21 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications |
| US8436219B2 (en) | 2006-03-15 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
| US8003577B2 (en) * | 2007-03-22 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporaton | Method of treating subterranean formation with crosslinked polymer fluid |
| GB2465118B (en) | 2007-09-25 | 2011-11-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for managing hydrates in subsea production line |
| US20090078414A1 (en) * | 2007-09-25 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Corp. | Chemically enhanced thermal recovery of heavy oil |
| US7703527B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous two-phase emulsion gel systems for zone isolation |
| US7994102B2 (en) * | 2008-04-01 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating an alloy surface with an alkyl sarcosinate |
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| US20100184631A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-07-22 | Schlumberger Technology Corporation | Provision of viscous compositions below ground |
| US20110021386A1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
| US8207096B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
| US20120322693A1 (en) | 2010-03-05 | 2012-12-20 | Lachance Jason W | System and method for creating flowable hydrate slurries in production fluids |
| US8980798B2 (en) * | 2010-03-31 | 2015-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Precipitation prevention in produced water containing hydrate inhibitors injected downhole |
| US8349771B2 (en) | 2010-06-14 | 2013-01-08 | Baker Hughes Incorporated | Method for improving the clean-up of emulsified acid fluid systems |
| US8039422B1 (en) | 2010-07-23 | 2011-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Method of mixing a corrosion inhibitor in an acid-in-oil emulsion |
| WO2012015514A1 (en) * | 2010-07-29 | 2012-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compositions and methods for protecting metal surfaces from corrosion |
| US20130112416A1 (en) * | 2010-07-29 | 2013-05-09 | Ramesh Varadaraj | Compositions and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion |
| US20130112415A1 (en) * | 2010-07-29 | 2013-05-09 | Ramesh Varadaraj | Compositions and Methods for Protecting Metal Surfaces from Corrosion |
| US9260669B2 (en) | 2011-03-24 | 2016-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2S/mercaptan scavengers using glyoxal |
| US9102860B2 (en) * | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
| EP2739699B1 (en) * | 2011-08-01 | 2021-04-21 | Rhodia Operations | Use of environmentally friendly solvents to replace glycol-based solvents |
| US8895482B2 (en) | 2011-08-05 | 2014-11-25 | Smart Chemical Services, Lp | Constraining pyrite activity in shale |
| FR2979632B1 (fr) * | 2011-09-05 | 2014-06-27 | Ceca Sa | Additifs di-fonctionnels anti-depots et anti-corrosion |
| US9605196B2 (en) * | 2011-11-17 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Lubricity agents to increase pump efficiency in hydrate inhibitor applications |
| CA2856220C (en) * | 2011-11-23 | 2016-10-11 | Saleh H. Al-Mutairi | Dual-phase acid-based fracturing composition with corrosion inhibitors and method of use thereof |
| US9701888B2 (en) | 2012-03-27 | 2017-07-11 | Ecolab Usa Inc. | Microemulsion flowback aid composition and method of using same |
| US9353261B2 (en) | 2012-03-27 | 2016-05-31 | Nalco Company | Demulsifier composition and method of using same |
| US20130292121A1 (en) | 2012-04-15 | 2013-11-07 | Cesi Chemical, Inc. | Surfactant formulations for foam flooding |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US9145508B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-09-29 | Ian D. Smith | Composition for removing scale deposits |
| EA021390B1 (ru) * | 2012-12-10 | 2015-06-30 | Владимир Витальевич Меркулов | Состав для обработки призабойных зон и защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| WO2014178738A1 (en) | 2013-05-02 | 2014-11-06 | Instytut Nafty I Gazu - Panstwowy Instytut Badawczy | Water-soluble corrosion inhibitor for protection of lifting casings and natural gas pipelines as well as the method of its production. |
| WO2014178737A1 (en) | 2013-05-02 | 2014-11-06 | Instytut Nafty I Gazu - Panstwowy Instytut Badawczy | Corrosion inhibitor for protection of crude oil extraction equipment, crude oil pipelines, and crude oil tanks as well as the method of its production |
| US20150105302A1 (en) * | 2013-10-08 | 2015-04-16 | Cesi Chemical, Inc. | Systems, methods, and compositions comprising an emulsion or a microemulsion and chlorine dioxide for use in oil and/or gas wells |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| AU2015200978B2 (en) * | 2014-02-28 | 2018-06-28 | Flotek Chemistry, Llc | Systems, methods, and compositions comprising an emulsion or a microemulsion and chlorine dioxide for use in oil and/or gas wells |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US10294764B2 (en) * | 2014-05-14 | 2019-05-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| CA2891278C (en) * | 2014-05-14 | 2018-11-06 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for use in oil and / or gas wells |
| CA2898770C (en) | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| WO2016105996A1 (en) | 2014-12-22 | 2016-06-30 | Lonza Inc. | Corrosion inhibitor compositions for acidizing treatments |
| WO2016138072A1 (en) | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Ecolab Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| WO2017040434A1 (en) | 2015-09-03 | 2017-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using |
| EA201890638A1 (ru) | 2015-09-03 | 2018-10-31 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Отклоняющие кислоты, содержащие водорастворимое замедляющее действие средство, а также способы изготовления и применения |
| US10954432B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents |
| CN105542738A (zh) * | 2015-12-16 | 2016-05-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种微乳缓蚀剂及其制备方法 |
| AU2017205504B2 (en) * | 2016-01-08 | 2022-06-30 | Championx Usa Inc. | Multifunctional product with hydrogen sulfide scavenging and hydrate inhibition capacity |
| US20170306216A1 (en) * | 2016-04-22 | 2017-10-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Composition and method for viscosity control in delivery applications using subsea umbilicals |
| US10808165B2 (en) | 2016-05-13 | 2020-10-20 | Championx Usa Inc. | Corrosion inhibitor compositions and methods of using same |
| WO2017201109A1 (en) * | 2016-05-18 | 2017-11-23 | Ingevity South Carolina, Llc | Clay inhibitors for drilling, fracturing, and other procedures |
| CA3029400A1 (en) | 2016-06-28 | 2018-01-04 | Ecolab Usa Inc. | Composition, method and use for enhanced oil recovery |
| AU2017335817B2 (en) | 2016-09-29 | 2021-11-11 | Ecolab Usa Inc. | Paraffin inhibitors, and paraffin suppressant compositions and methods |
| WO2018064272A1 (en) | 2016-09-29 | 2018-04-05 | Ecolab USA, Inc. | Paraffin suppressant compositions and methods |
| US20180201826A1 (en) * | 2017-01-17 | 2018-07-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Synergistic corrosion inhibitors |
| US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
| US10647907B2 (en) * | 2017-07-06 | 2020-05-12 | Ecolab Usa Inc. | Compositions for enhanced oil recovery |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| US11053433B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-07-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US20190226094A1 (en) * | 2018-01-19 | 2019-07-25 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Phosphorous-free, and iron activating agent-free rust removal, inhibition, and passivation |
| MY184153A (en) * | 2018-03-29 | 2021-03-23 | Seechem Horizon Sdn Bhd | A chemical treatment solution for formation damage at near wellbore |
| WO2020055229A1 (en) * | 2018-09-14 | 2020-03-19 | Petroliam Nasional Berhad (Petronas) | Microemulsions and uses thereof |
| US10968524B2 (en) | 2018-09-21 | 2021-04-06 | Baker Hughes Holdings Llc | Organic blend additive useful for inhibiting localized corrosion of equipment used in oil and gas production |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| CN110886597B (zh) * | 2019-12-31 | 2021-01-26 | 清华大学 | 一种纳米流体辅助二氧化碳吞吐采油方法 |
| CN111137991B (zh) * | 2020-03-23 | 2022-04-22 | 克拉玛依翎昊科技有限责任公司 | 一种缓蚀阻垢杀菌剂及其应用 |
| CN111995076A (zh) * | 2020-08-27 | 2020-11-27 | 西安奥德石油工程技术有限责任公司 | 一种注水用阻垢缓蚀剂及其制备方法 |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
| MX2024000532A (es) | 2021-07-09 | 2024-03-27 | Schlumberger Technology Bv | Acido retardado monofasico a base de alcohol. |
| MX2024003618A (es) | 2021-09-24 | 2024-04-09 | Schlumberger Technology Bv | Sistemas de acido retardado monofasico que usan aminoacidos. |
| CN114457344A (zh) * | 2021-09-26 | 2022-05-10 | 中海油(天津)油田化工有限公司 | 一种海上油井管柱清洗用水基清洗剂及其制备方法 |
| US12404447B2 (en) | 2021-11-30 | 2025-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Single-phase retarded acid systems using amino acids |
| WO2023183465A1 (en) | 2022-03-23 | 2023-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | Single-phase retarded acid based on a cationic surfactant |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3899431A (en) * | 1973-01-18 | 1975-08-12 | Marathon Oil Co | Oil-in-water microemulsion drilling fluids |
| US4036300A (en) * | 1976-06-23 | 1977-07-19 | Union Oil Company Of California | Micellar flooding process |
| US5094296A (en) * | 1990-10-01 | 1992-03-10 | Texaco Inc. | Lignin amine microemulsions |
| US20030166472A1 (en) * | 2002-03-01 | 2003-09-04 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4360061A (en) * | 1980-04-03 | 1982-11-23 | Exxon Research And Engineering Co. | Oil recovery process using polymer microemulsion complexes |
| US4687590A (en) * | 1985-11-01 | 1987-08-18 | First Brands Corporation | Oil-in-alcohol microemulsion containing oil-soluble corrosion inhibitor in antifreeze |
| US5008026A (en) * | 1989-01-30 | 1991-04-16 | Halliburton Company | Well treatment compositions and method |
| US5993660A (en) * | 1996-11-07 | 1999-11-30 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Method of remediation of contaminants in porous media through minimization of bouyancy effects |
| US6793025B2 (en) * | 1998-01-08 | 2004-09-21 | M-I L. L. C. | Double emulsion based drilling fluids |
| GB9915214D0 (en) * | 1999-06-29 | 1999-09-01 | Bp Exploration Operating | Microemulsions |
| US6613720B1 (en) * | 2000-10-13 | 2003-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed blending of additives in well treatment fluids |
| US7615516B2 (en) * | 2005-01-21 | 2009-11-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion containing oil field chemicals useful for oil and gas field applications |
-
2006
- 2006-01-18 US US11/334,164 patent/US7615516B2/en active Active
- 2006-01-19 DK DK06718767.4T patent/DK1874890T3/da active
- 2006-01-19 MX MX2007008793A patent/MX2007008793A/es active IP Right Grant
- 2006-01-19 EA EA200701397A patent/EA014875B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-01-19 CA CA2595460A patent/CA2595460C/en not_active Expired - Lifetime
- 2006-01-19 EP EP06718767.4A patent/EP1874890B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2006-01-19 WO PCT/US2006/001746 patent/WO2006078723A2/en not_active Ceased
- 2006-01-19 AU AU2006206524A patent/AU2006206524C1/en not_active Expired
-
2007
- 2007-07-27 NO NO20073933A patent/NO341550B1/no unknown
-
2009
- 2009-11-06 US US12/613,678 patent/US7851414B2/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3899431A (en) * | 1973-01-18 | 1975-08-12 | Marathon Oil Co | Oil-in-water microemulsion drilling fluids |
| US4036300A (en) * | 1976-06-23 | 1977-07-19 | Union Oil Company Of California | Micellar flooding process |
| US5094296A (en) * | 1990-10-01 | 1992-03-10 | Texaco Inc. | Lignin amine microemulsions |
| US20030166472A1 (en) * | 2002-03-01 | 2003-09-04 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495239C1 (ru) * | 2012-04-27 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO341550B1 (no) | 2017-12-04 |
| WO2006078723A2 (en) | 2006-07-27 |
| US7851414B2 (en) | 2010-12-14 |
| AU2006206524C1 (en) | 2011-07-14 |
| US7615516B2 (en) | 2009-11-10 |
| EP1874890A4 (en) | 2009-07-29 |
| US20060166835A1 (en) | 2006-07-27 |
| DK1874890T3 (da) | 2014-11-03 |
| WO2006078723A8 (en) | 2007-10-04 |
| EP1874890A2 (en) | 2008-01-09 |
| EP1874890B1 (en) | 2014-10-15 |
| MX2007008793A (es) | 2008-03-04 |
| EA200701397A1 (ru) | 2008-02-28 |
| CA2595460A1 (en) | 2006-07-27 |
| AU2006206524A1 (en) | 2006-07-27 |
| US20100160186A1 (en) | 2010-06-24 |
| NO20073933L (no) | 2007-08-15 |
| CA2595460C (en) | 2010-08-17 |
| AU2006206524B2 (en) | 2010-12-16 |
| WO2006078723A3 (en) | 2007-02-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014875B1 (ru) | Способ подачи нефтепромыслового химиката во флюид | |
| US5690174A (en) | Oil and gas field chemicals | |
| US9102860B2 (en) | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent | |
| US6379612B1 (en) | Scale inhibitors | |
| US7475730B2 (en) | Method of treating well with foamed composition | |
| US20090163389A1 (en) | Scale squeeze treatment systems and methods | |
| AU2016226361A1 (en) | Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates | |
| EP0976911A1 (en) | Scale inhibitors | |
| EP0886718B1 (en) | Oil and gas field chemicals | |
| CN112543797A (zh) | 近井眼地层损害的化学处理方案 | |
| US20020150499A1 (en) | Oil-soluble scale inhibitors with formulation for improved environmental classification | |
| US12168913B2 (en) | Methods for transporting scale removal agents into a well | |
| LT4330B (lt) | Naftos ir dujų gavybos mišiniai |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state |