NO303626B1 - FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse - Google Patents

FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse Download PDF

Info

Publication number
NO303626B1
NO303626B1 NO913861A NO913861A NO303626B1 NO 303626 B1 NO303626 B1 NO 303626B1 NO 913861 A NO913861 A NO 913861A NO 913861 A NO913861 A NO 913861A NO 303626 B1 NO303626 B1 NO 303626B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
range
phosphonate
aqueous solution
scale
present
Prior art date
Application number
NO913861A
Other languages
English (en)
Other versions
NO913861D0 (no
NO913861L (no
Inventor
Nevin John Stewart
Patrica Alexandra Mary Walker
Original Assignee
Britoil Plc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from GB909021616A external-priority patent/GB9021616D0/en
Priority claimed from GB919100786A external-priority patent/GB9100786D0/en
Priority claimed from GB919113314A external-priority patent/GB9113314D0/en
Application filed by Britoil Plc filed Critical Britoil Plc
Publication of NO913861D0 publication Critical patent/NO913861D0/no
Publication of NO913861L publication Critical patent/NO913861L/no
Publication of NO303626B1 publication Critical patent/NO303626B1/no

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/14—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing phosphorus
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Flanged Joints, Insulating Joints, And Other Joints (AREA)
  • Grinding-Machine Dressing And Accessory Apparatuses (AREA)
  • Soil Working Implements (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for inhibering av dannelsen av avleiringer, og spesielt en fremgangsmåte for inhibering av dannelsen av avleiringer i vann som har et høyt bariuminnhold og lav pH-verdi, samt vandig oppløsning som er egnet for bruk i en slik fremgangsmåte .
En avleiringsinhibitor er en forbindelse eller blanding av forbindelser som inhiberer krystallvektst og derved reduserer tilbøyeligheten til at avleiringer dannes.
Avleiringsinhibitorer anvendes i oljeindustrien. Overfylling med vann er en av de mest vellykkede og utbredt benyttede sekundære utvinningsmetodene. Vann injiseres under trykk i reservoaret via injeksjonsbrønner og driver oljen gjennom bergarten inn i nærliggende produksjonsbrønner. I denne type operasjon er det særlig viktig å sikre at injeksjonsvannet er fritt for suspenderte partikler eller eventuelle kjemikalier eller biologisk materiale som kunne bevirke blokkering av porekanalene i reservoarbergarten. Oljen i reservoaret ér ofte forbundet med adhesjonsvann som inneholder forskjellige kationer, enkelte ganger inkludert barium, kalsium og stronsium. Mange oljefelter befinner seg off shore og for disse er den eneste kilden for injeksjonsvann sjøen eller havet. Sjøvann inneholder sulfat- og bikarbonationer som, i fravær av behandling, ville reagere med jordalkaliemetall-ioner i adhesjonsvannet slik at avleiringer utfelles.
For å hindre dette benyttes avleirningsinhibitorer.
Typiske avleiringsinhibitorer innbefatter sulfonerte etoksylerte hydrokarboner, polyakrylater, aminfosfonater og organiske polyfosfonsyrer.
Hovedtypene av avleiring som forekommer i oljeproduksjons-operasjoner er kalsiumkarbonat og barium-, kalsium- og stronsiumsulfater. Konvensjonelle avleiringsinhibitorer har vist seg å være effektive når det gjelder bekjempelse av disse typer av avleiring. Avleiringsdannelse som forekommer i reservoarer som har et høyt bariuminnhold i formasjonsvannet koblet med en lav pH-verdi er imidlertid vanskelig å regulere med disse konvensjonelle avleiringsinhibitorene.
I EP 24247 beskrives avleiringsbekjempelse ved gass-væske-separeringer ved hjelp av et dobbeltsystem omfattende en lavmolekylvektig (ikke-fosfonat) polymer og et spesielt fosfonat, nemlig heksametylendiamintetrametylenfosfonsyre eller hydroksyetylidendifosfonsyre. Fosfonatene i EP-referansen er forskjellige fra de fosfonater som anvendes i foreliggende oppfinnelse.
Man har nå funnet at visse polyaminometylenfosfonater kan benyttes som effektive avleiringsinhibitorer for vann som har et høyt bariuminnhold og lav pH-verdi.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for inhibering av avleiringsdannelse i vann som har et høyt bariuminnhold og lav pH-verdi, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved tilsetning av en vandig oppløsning av et fosfonat med formelen:
hvor Z = - CHR1P03R2
R = H, C<H>3, C2H5eller M
R<1>= H, CH3, CR3, C6H5>S03H2
M = alkalimetall- eller ammoniumion n er et tall i området fra 2 til 4, m er et tall i området fra 2 til 4, a er et tall i området fra 2 til 4, b er et tall i området fra 2 til 4,
x er et tall 1 området fra 0 til 6, og
y er et tall i området fra 0 til 6,
forutsatt at når y = 0 så er minst en av n eller m større enn 2, hvor nevnte fosfonat er tilstede i en mengde som er effektiv til å inhibere avleiringsdannelse, til et vandig medium inneholdene potensielle avleiringsdannende bestand-deler .
Foretrukne forbindelser for bruk i foreliggende fremgangsmåte er de hvor R og R<*>er hydrogen. ;En særlig foretrukket forbindelse for bruk i foreliggende fremgangsmåte er den hvor R og r!=H , n=3, m=3, b=2, x=0og y=lrepresentert ved formelen: ; Med høyt bariuminnhold menes et innhold i området 500-3000 ppm i det opprinnelige formasjonsvannet. ;Med lav pH-verdi menes en pH-verdi i området 4-6. ;Foreliggende polyaminometylenfosfonat-avleiringsinhibitorer kan benyttes for å inhibere dannelsen av bariumsulfatavleiring i vandige fluider som er tilstede i et undergrunnsreservoar. ;Avleiringsinhibitorene kan også være egnet for inhibering av bariumsulfatavleiring i vandige fluider produsert fra et undergrunnsreservoar. ;Foreliggende avleiringsinhibitorer kan hensiktsmessig benyttes i enten delvis eller fullstendig nøytralisert form. De nøytraliserte avleiringsinhibitorene kan være i form av alkalimetallsaltet eller ammoniumsaltet, fortrinnsvis i form av natriumsaltet. ;Avleiringsinhibitorene ifølge oppfinnelsen kan benyttes enten nede i hullet ved injeksjon i et undergrunnsreservoar som en del av en trykkteknikk eller de kan injiseres kontinuerlig inn i produksjonsfluider oppnådd fra et undergrunnsreservoar, for eksempel på en offshore-plattform. ;Med trykkteknikk menes en metode hvorved en vandig oppløsning av en avleiringsinhibitor ifølge oppfinnelsen injiseres i et undergrunnsreservoar via en produksjonsbrønn som står i fluidforbindelse dermed. Produksjonsbrønnen kan deretter avstenges for å la avleiringsinhibitoren bli absorbert eller utfelt i reservoaret over et tidsrom. Når oljeproduksjonen gjenopptas så desorberes inhibitoren langsomt og oppløses i de produserte fluidene ved tilstrekkelige nivåer til å redusere avleiringsdannelse. ;Når konsentrasjonen av avleiringsinhibitor har blitt redusert til under et effektivt nivå så kan trykkteknikken gjentas. ;Foreliggende avleiringsinhibitorer kan hensiktsmessig benyttes som en vandig oppløsning i sjøvann eller saltopp-løsning. ;Avleiringsinhibitorene anvendes hensiktsmessig via kontinuerlig injeksjon for eksempel på plattformen i konsentrasjoner i området 5-200 mg/l, fortrinnsvis i området 30-150 mg/l eller i vandige oppløsninger som del av trykkteknikken med konsentrasjoner i området 1-50 vekt-#, fortrinnsvis i området 2-15 vekt-#. ;Avleiringsinhibitorene ifølge oppfinnelsen forblir aktive og er dermed termisk stabile. ;De kan benyttes alene eller som en del av blanding med andre avleiringsinhibitorer og/eller chelateringsmidler, for eksempel EDTA. ;Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen er det tilveiebragt en vandig oppløsning som har et fosfonat oppløst deri for inhibering av avleiringsdannelse i vann som har et høyt bariuminnhold og en lav pH-verdi, og denne fremgangsmåten er kjennetegnet ved at den innbefatter en vandig oppløsning som har et fosfonat oppløst deri i en mengde som er effektiv til å inhibere avleiringsdannelse, hvor fosfonatet har formelen: ; hvor Z = - CHR1P03R2;R = H, CH3,<C>2H5eller M ;R<1>= H, CH3, CR3, C6H5, S03H2;M = alkalimetall- eller ammoniumion. ;Den vandige oppløsningen ifølge dette aspektet ved oppfinnelsen kan hensiktsmessig anvendes når fosfonatet enten er delvis eller fullstendig nøytralisert. Fosfonatet kan hensiktsmessig være i form av alkalimetallsaltet eller ammonlumsaltet, fortrinnsvis i form av natriumsaltet. ;Foreliggende vandige oppløsning kan benyttes for å inhibere avleiringsdannelse enten ved injeksjon i et undergrunnsreservoar eller ved injeksjon i produksjonsfluider som beskrevet ovenfor. ;Fosfonat-avleiringsinhibitorene som benyttes i foreliggende oppfinnelse kan fremstilles ved hjelp av konvensjonelle metoder. ;For eksempel med de foretrukne forbindelser hvor R = R<1>= H, ved behandling av den passende polyaminoforbindelsen med formaldehyd og fosforsyre. ;5 Egnede avleiringsinhibitorer innbefatter forbindelser med følgende formler: ; Oppfinnelsen Illustreres ytterligere under henvisning til følgende eksempler. ;Fremstilling av avleiringsinhibitorforbindelser egnet for bruk i foreliggende fremgangsmåte er vist i eksemplene 1 og 2. ;EKSEMPEL 1 ;Dette eksemplifiserer fremstillingen av forbindelse (1). ;34,4 mmol av N,N<1->bis(3-aminopropyl)etylendiamin ble tilsatt dråpevis i løpet av 10 min til en oppløsning av 0,31 mol fosforsyre oppløst i konsentrert saltsyre under en N2-atmosfære. Da tilsetningen var fullført ble reaksjonsblandingen tilbakeløpskokt. 0,52 mol av 37 vandig formalde-hydoppløsning ble langsomt tilsatt dråpevis i løpet av 2,5 timer. Reaksjonsblandingen ble ytterligere tilbakeløpskokt i 4 timer. Ved avkjøling til romtemperatur og deretter til 0°C ble reaksjonsblandingen helt i etanol. Ureagert fosforsyre ble dekantert. Produktmassen ble sukksesivt vasket med varmt vann og deretter tre ganger med etanol. Det resulterende faste stoff ble pulverisert og tørket i vakuum (0,2 mmHg) ved 120°C i 4,5 timer. ;Renhet for produktet ble bekreftet ved både<1>H og<31>P nmr hvilket viste henholdsvis 99 # og 96 % renhet. ;EKSEMPEL 2 ;Dette eksemplifiserer fremstillingen av forbindelse (5). ;En blanding av 52 ml 1,3-diaminopropan og 6 ml vann ble tilbakeløpskokt ved ca 140°C. 10 ml av en vandig oppløsning av 8,08 g (54,3 mmol) av bis-(2-kloretyl)aminhydroklorid ble tilsatt langsomt i løpet av 2,5 timer. Den resulterende oppløsning ble tilbakeløpskokt i 18 timer under omrøring. Overskudd 1,3-diaminopropan ble avdestillert. Etter avkjøling av den resulterende rest til romtemperatur ble 40 ml av en metanolisk oppløsning av 5,70 g (143 mmol) natriumhydroksyd tilsatt og blandingen ble tilbakeløpskokt i 3 timer. Etter avkjøling til 0°C ble det resulterende hvite bunnfall frafUtrert og det metanoliske filtratet destillert. Den resulterende rest ble renset ved hjelp av et Kugelruhr-apparat med kp. 195°C ved 0,23 mmHg. ;1,7-bis-(3-aminopropyl)detylentriamin ble oppnådd som en fargeløs væske med >99 % renhet bekreftet ved<1>H nmr. ;5,09 g (62 mmol) fosforsyre ble oppløst i 37 vekt-# vandig saltsyre under en N2atmosfære. 1,5 g (6,9 mmol) l,7-bis-(3-aminopropyl)dietylentriamin ble tilsatt langsomt i løpet av 10 min. Den resulterende suspensjon ble oppvarmet til tilbakeløp ved ca 130-140° C og 5,8 ml av 37 vekt-# vandig formaldehydoppløsning ble tilsatt dråpevis i løpet av 1 time. Reaksjonsblandingen ble deretter tilbakeløpskokt i 5 timer. Ved avkjøling til romtemperatur ble blandingen helt i 150 ml kald etanol. Ureagert fosforsyre skilte seg ut som en hvit oppslemming og ble fradekantert. Reaksjonsblandingen ble gjenoppløst i vann og gjenutfelt i etanol og det rensede produkt tørket ved 110-120°C, 0,4 mmHg i 4 timer. ;Produktets renhet ble bekreftet ved både ved ^H og<31>P nmr. ;EKSEMPEL 3 ;Den potensielle avleiringsinhiberende effektiviteten til foreliggende avleiringsinhibitorer ble bedømt ved bruk av statiske utfellingstester mot varierende formasjonsvann/- sjøvann-forhold, pH-betingelser og konsentrasjoner. Den benyttede teknikk var som følger: For testformålene ble det benyttet to saltoppløsning-blandingsforhold for bedømmelse av avleiringsinhibitor-ytelsesevnen, og disse var 40:60 og 80:20 (formasjonsvann (FW): sjøvann (SW)). Formasjonsvannet ble fremstilt syntetisk og valgt til å representere formasjonsvann fra Miller-feltet i Nordsjøen som er kjent for å ha et høyt bariuminnhold og en lav pH-verdi. ;Det ble fremstilt et syntetisk formasjonsvann som hadde en i one sammensetning som følger oppnådd ved bruk av de viste saltkonsentrasjonene: ; Før testen ble både sjøvannet og formasjonsvannet filtrert til i det minste 0,45 nm og barium-, kalsium-, stronsium- og sulfatnivående ble bekreftet før bruk. ;En aliquot, enten 40 eller 80 ml avhengig av det nødvendige forhold, av formasjonsvannet ble anbragt i en pulverflaske. ;De potensielle avleiringsinhibitorforbindelsene ble benyttet som standardoppløsninger i destillert vann. Til hver aliquot med formasjonsvann ble det tilsatt en aliquot av avleirings-inhibitoroppløsning i tilstrekkelig mengde til å gi den nødvendige inhibitor-sluttkonsentrasjon. Dette var 1 ml eller 2 ml for en standard 1 % vekt/v inhibitoroppløsning i et sluttlig oppløsningsvolum på 100 ml for oppnåelse av henholdsvis 100 eller 200 mg/l. ;For å bedømme inhibitorytelsesevnen ved varierende pH-verdier ble det fremstilt en rekke bufferoppløsninger ved bruk av blandinger av natriumacetat og eddiksyre. Tre oppløsninger ble fremstilt som følger: pH 4,5 13,6 g natriumacetattrihydrat og 6 g eddiksyre pH 5,2 13,6 g natriumacetattrihydrat og 1,8 g eddiksyre pH 6,0 13,6 g natriumacetattrihydrat og 0,535 g eddiksyre. ;En 1 ml aliquot av den passende buf f eroppløsningen ble tilsatt til hver pulverflaske inneholdene formasjonsvann. ;Den nødvendige aliquot av sjøvann ble anbragt i en separat pulverflaske. Destillert vann kan tilsettes til hver flaske for å sikre et konstant sluttvolum av blanding. ;Hver flaske ble deretter korket tett og både flaskene med formasjonsvann og med sjøvann ble anbragt i en ovn ved 95°C i ca 45 min for å la fluidene nå temperatur. ;Flaskene ble fjernet fra ovnen og sjøvannet hurtig helt i hver av flaskene inneholdene formasjonsvann som ble korket på nytt, rystet og returnert til ovnen. ;De resulterende saltoppløsningblandingen ble utsatt for prøvetakning etter et 2 timers intervall ved fjerning av hver flaske fra ovnen og umiddelbar fjerning av en prøve ved hjelp av en engangs sprøyte. Denne ble filtrert (0,3 um) og filtratet analysert med henblikk på avleiringsdannende bariumkationkonsentrasjoner ved bruk av standardteknikker. ;Følgende forbindelser ble vurdert basert på den generelle formel som angitt ovenfor hvor R = R<*>= H.
Resultatene er angitt i tabellen. Inhibitoreffektivitet er uttrykt som konsentrasjonen av avleiringsgivende ioner som er tilbake i oppløsning etter testen sammenlignet med en blindprøve uten noen tilsatt inhibitor.
Det fremgår fra resultatene at foreliggende avleirings-inhibotorer oppnår >90 % effektivitet i den statiske testen for BaS04ved dosering ved 100 mg/l ved pH 4,5 og betingelser tilsvarende forutsagte værste masse av avleiring (FW:SW 80:20). Under betingelser for høyeste avleiringsdannende potensial (FW:SW 40:60) så ble det oppnådd en effektivitet på
>80 % med en dose på 150-200 mg/l.
Forbindelse (1) viser en sammenlignbar effektivitet for begge betingelser og var mest effektiv over hele blandingsområdet. For den forutsagte verste avleiringsmassen (FW:SW 80:20) så ga en konsentrasjon på 50 mg/l en effektivitet på >90 # ved betingelsene for høyeste avleiringsdannende potensial så viste en konsentrasjon på 100 mg/l en effektivitet på 80 %. Figuren viser effektiviteten til forbindelse (1) sammenlignet med en kommersielt tilgjengelig avleiringsinhibitor S40 levert av Ciba Geigy som har blitt utbredt benyttet i Nordsjøen for bekjempelse av BaS04avleiring. I figuren er plottende for forbindelse (1) representert ved A og de for S40 ved B. Figuren viser klart at forbindelse (1) ifølge foreliggende oppfinnelse har en større effektivitet over et bredt område av konsentrasjoner og sjøvann/formasjonsvann-blandinger enn den konvensjonelle avleiringsinhibitoren.

Claims (13)

1. Fremgangsmåte for inhibering av avleiringsdannelse i vann som har et høyt bariuminnhold og lav pH-verdi,karakterisert vedtilsetning av en vandig oppløsning av et fosfonat med formelen:
hvor Z = - CHR1P03R2 R = H, CH3,<C>2H5eller M R<1>= H, CH3, CR3, C6H5, S03H2 M = alkalimetall- eller ammoniumion n er et tall i området fra 2 til 4, m er et tall i området fra 2 til 4, a er et tall i området fra 2 til 4, b er et tall i området fra 2 til 4, x er et tall i området fra 0 til 6, og y er et tall i området fra 0 til 6, forutsatt at når. y = 0 så er minst en av n eller m større enn 2, hvor nevnte fosfonat er tilstede i en mengde som er effektiv til å inhibere avleiringsdannelse, til et vandig medium inneholdene potensielle avleiringsdannende bestand-deler .
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at R og R^ er hydrogen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at minst en av R er M for oppnåelse av et fullstendig eller delvis nøytralisert salt.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisertved at M er natrium.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat minst en av n, m, a og b er 3, x er et tall i området fra 0 til 3, og y er et tall i området fra 0 til 2.
6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat n er 3, m er 3, b er 2, x er 0 og y er 1.
7. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat den vandige opp-løsningen av fosfonat injiseres i produksjonsfluider oppnådd fra et underjordisk reservoar.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,karakterisertved at fosfonatet er tilstede i en konsentrasjon i området 5-200 mg/l i den vandige oppløsning.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisertved at fosfonatet er tilstede i en konsentrasjon i området 30-150 mg/l i den vandige oppløsning.
10. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av kravene 1-6,karakterisert vedat den vandige oppløsning av nevnte fosfonat injiseres i et underjordisk reservoar via et brønnhull i forbindelse med nevnte underjordiske reservoar som en del av en trykkteknikk.
11. Fremgangsmåte Ifølge krav 10,karakterisertved at fosfonatet er tilstede i en konsentrasjon i området 1-50 vekt-# av den vandige oppløsning.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,karakterisertved at fosfonatet er tilstede i en konsentrasjon i området 2-15 vekt-5& av den vandige oppløsning.
13. Vandig oppløsning som har et fosfonat oppløst deri for inhibering av avleiringsdannelse i vann som har et høyt bariuminnhold og en lav pH-verdi,karakterisertved at den innbefatter en vandig oppløsning som har et fosfonat oppløst deri i en mengde som er effektiv til å inhibere avleiringsdannelse, hvor fosfonatet har formelen:
hvor Z = - CHR<1>P03R2 R =, H, CH3,<C>2H5eller M R<1>= H, CH3, CR3, C6H5, S03H2M = alkalimetall- eller ammoniumion.
NO913861A 1990-10-04 1991-10-02 FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse NO303626B1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB909021616A GB9021616D0 (en) 1990-10-04 1990-10-04 Method for inhibiting scale formation
GB919100786A GB9100786D0 (en) 1991-01-15 1991-01-15 Method for inhibiting scale formation
GB919113314A GB9113314D0 (en) 1991-06-20 1991-06-20 Method for inhibiting scale formation

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO913861D0 NO913861D0 (no) 1991-10-02
NO913861L NO913861L (no) 1992-04-06
NO303626B1 true NO303626B1 (no) 1998-08-10

Family

ID=27265302

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO913861A NO303626B1 (no) 1990-10-04 1991-10-02 FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse

Country Status (6)

Country Link
US (2) US5261491A (no)
EP (1) EP0479462B1 (no)
AT (1) ATE129989T1 (no)
CA (1) CA2052732C (no)
DE (1) DE69114436T2 (no)
NO (1) NO303626B1 (no)

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE69114436T2 (de) * 1990-10-04 1996-06-20 Britoil Plc Verfahren zur Bekämpfung der Kesselsteinbildung.
ATE205460T1 (de) * 1993-06-14 2001-09-15 Solutia Europ Nv Sa Verfahren zur verhinderung von oxalatablagerungen
EP0629585A1 (en) * 1993-06-14 1994-12-21 Monsanto Europe S.A./N.V. Process of inhibition oxalate scale formation
GB9501021D0 (en) 1995-01-19 1995-03-08 Bp Chem Int Ltd Oil and gas field chemicals
US5655601A (en) * 1995-10-05 1997-08-12 Gas Research Institute Method for scale inhibitor squeeze application to gas and oil wells
GB9700532D0 (en) 1997-01-13 1997-03-05 Bp Chem Int Ltd Oil and gas field chemical
MY138251A (en) * 2001-06-06 2009-05-29 Thermphos Trading Gmbh Method for inhibiting calcium salt scale
MY129053A (en) * 2001-06-06 2007-03-30 Thermphos Trading Gmbh Composition for inhibiting calcium salt scale
PT1392914E (pt) * 2001-06-06 2011-02-03 Dequest Ag Método para a produção de pasta melhorada
EP1281676A1 (en) * 2001-08-01 2003-02-05 NV Solutia Europe S.A. Solid free-flowing phosphonate composition and method of use
GB0213599D0 (en) 2002-06-13 2002-07-24 Bp Exploration Operating Process
ITMI20021706A1 (it) * 2002-07-31 2004-02-01 Bozzetto Giovanni Spa Poliamminomeilenfosfono derivati.
US7021378B2 (en) 2003-12-31 2006-04-04 Chevron U.S.A. Method for enhancing the retention efficiency of treatment chemicals in subterranean formations
US8007689B2 (en) * 2006-02-13 2011-08-30 Bromine Compounds Ltd. Liquid composition suitable for use as a corrosion inhibitor and a method for its preparation
IL173706A (en) * 2006-02-13 2013-09-30 Bromine Compounds Ltd Antimony-based corrosion inhibitors for high-concentration saline solution and a method of inhibiting corrosion by using them
EP1887011A1 (en) * 2006-08-09 2008-02-13 Thermphos Trading GmbH Alpha amino acid phosphonic acid compounds, method of preparation and use thereof
EP1886976A1 (en) 2006-08-09 2008-02-13 Thermphos Trading GmbH Method of scale inhibition
US8183184B2 (en) 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US20080210428A1 (en) * 2007-03-01 2008-09-04 Bj Services Company Method of removing filter cake
US7837931B2 (en) * 2007-05-04 2010-11-23 Bj Services Company Llc Method of using solubilized transition metal oxides in well operations
US8276664B2 (en) * 2007-08-13 2012-10-02 Baker Hughes Incorporated Well treatment operations using spherical cellulosic particulates
WO2009050562A2 (en) * 2007-10-15 2009-04-23 M-I Swaco Norge As Method of inhibiting salt precipitation from aqueous streams
MX2008014639A (es) * 2007-11-16 2009-05-20 Bj Services Co Metodo de tratar formaciones subterraneas por medio de hidrolisis in situ de esteres de acidos organicos.
GB201820465D0 (en) 2018-12-14 2019-01-30 Bp Exploration Operating Co Ltd Layered double hydroxide materials as additives for enhancing scale squeeze chemical treatment lifetime
US11584878B1 (en) * 2021-12-16 2023-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3393150A (en) * 1967-08-11 1968-07-16 Calgon Corp Methods of scale inhibition
US3434969A (en) * 1967-08-11 1969-03-25 Calgon Corp Scale inhibiting
US3483133A (en) * 1967-08-25 1969-12-09 Calgon C0Rp Method of inhibiting corrosion with aminomethylphosphonic acid compositions
US3483925A (en) * 1968-02-06 1969-12-16 Calgon C0Rp Squeeze treatment of producing oil wells
GB1230172A (no) * 1968-02-28 1971-04-28
DE1917686A1 (de) * 1969-04-05 1970-10-08 Benckiser Knapsack Gmbh Verfahren zur Behandlung von Wasserbaedern
US3699048A (en) * 1969-07-24 1972-10-17 Benckiser Gmbh Joh A Process of preventing scale and deposit formation in aqueous systems and product
US3833517A (en) * 1971-03-12 1974-09-03 Benckiser Knapsack Gmbh Agent for the treatment of cellulosic fiber materials and process
US3738937A (en) * 1970-05-08 1973-06-12 Textilana Corp Polyalkylene polyamino polykis methylene phosphonic acids and salts thereof and methods for producing same
US3619427A (en) * 1970-06-22 1971-11-09 Textilana Corp Methods of scale inhibition using polyalkylene polyamino polykis methylene phosphonic acids and their salts
US3663448A (en) * 1970-09-25 1972-05-16 Calgon Corp Inhibiting scale deposition
DE2057008C3 (de) * 1970-11-20 1979-05-10 Benckiser Gmbh Joh A Mittel zur Verhinderung von steinbildenden Ablagerungen in wäßrigen Systemen
GB1392044A (en) * 1971-06-26 1975-04-23 Ciba Geigy Ag Corrosion inhibiting composition
US4051110A (en) * 1971-07-06 1977-09-27 Petrolite Corporation Methylene phosphonates of polymerized polyalkylenepolyamines
US3816333A (en) * 1971-07-07 1974-06-11 Monsanto Co Methods of inhibiting corrosion with condensed polyalkylenepolyamine derivatives
US3958635A (en) * 1975-09-26 1976-05-25 Union Oil Company Of California Method of inhibiting scale for high temperature steam wells
AU503766B2 (en) * 1977-04-21 1979-09-20 Calgon Corporation Gas scrubber scale and deposit control
PT71647B (en) * 1979-08-16 1982-01-21 Calgon Corp Process for preparing a composition for the control of scale and deposits in gas-liquid separation
US4357248A (en) * 1980-05-16 1982-11-02 Shell Oil Company Treating wells with self-precipitating scale inhibitor
US4551262A (en) * 1983-10-05 1985-11-05 Samakaev Rafail K Composition for preventing deposition of inorganic salts
GB8504489D0 (en) * 1985-02-21 1985-03-27 Monsanto Europe Sa Aminomethylenephosphonate compositions
GB8518300D0 (en) 1985-07-19 1985-08-29 Amersham Int Plc Contrast agent
US4741400A (en) * 1986-08-07 1988-05-03 Atlantic Richfield Company Method for scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation
US4872996A (en) * 1987-03-13 1989-10-10 The Dow Chemical Company Use of aminophosphonic acids to inhibit scale formation and corrosion caused by manganese in water systems
US4931189A (en) * 1988-11-02 1990-06-05 Petrolite Corporation Methods for inhibition of scale in high brine environments
US5057228A (en) * 1990-04-16 1991-10-15 Baker Hughes Incorporated Metal ion complexes for use as scale inhibitors
US5089150A (en) * 1990-05-29 1992-02-18 Mobil Oil Corporation Method of increasing retention of scale inhibitors in subterranean formations
US5068042A (en) * 1990-07-26 1991-11-26 Mobil Oil Corporation Dissolution of sulfate scales
DE69114436T2 (de) * 1990-10-04 1996-06-20 Britoil Plc Verfahren zur Bekämpfung der Kesselsteinbildung.
US5352365A (en) * 1993-02-22 1994-10-04 Fuller Richard L Process for removing scale, and reducing scale formation in sewage treatment plants

Also Published As

Publication number Publication date
EP0479462B1 (en) 1995-11-08
NO913861D0 (no) 1991-10-02
EP0479462A1 (en) 1992-04-08
DE69114436D1 (de) 1995-12-14
CA2052732A1 (en) 1992-04-05
DE69114436T2 (de) 1996-06-20
CA2052732C (en) 2003-07-15
NO913861L (no) 1992-04-06
US5261491A (en) 1993-11-16
ATE129989T1 (de) 1995-11-15
US6527983B1 (en) 2003-03-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5261491A (en) Method for inhibiting scale formation
US5302297A (en) Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine
US5002126A (en) Reservoir scale inhibition
US5167828A (en) Phosphinate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith
AU2008322980A1 (en) Methods of minimizing sulfate scale in oil field
EP0062939B1 (en) Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor
US5409062A (en) Method of inhibiting reservoir scale
US5213691A (en) Phosphonate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith
US5302293A (en) Method of controlling iron in produced oilfield waters
US7572381B2 (en) Scale inhibition in water systems
US4874535A (en) Scale inhibitors
US3629105A (en) Inhibiting scale formation
US3951793A (en) Method for controlling scale
EP0040442B1 (en) Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor
GB2213175A (en) Inhibiting the precipitation of sparingly soluble salts
US3975281A (en) Method for treating scale
SU1414794A1 (ru) Способ предотвращени отложений солей
SU1154438A1 (ru) Способ селективного тампонировани обводненных зон пласта
SU1058890A1 (ru) Способ предотвращени отложений сульфата и карбоната кальци
EP0046078A1 (en) Inhibition of scale deposition
GB2248830A (en) Method for inhibiting scale formation
CA2124599C (en) Process of inhibition oxalate scale formation
RU2017746C1 (ru) Способ получения ингибитора отложений минеральных солей
GB2248832A (en) Method for inhibiting scale formation
Ralston Phosphonates-A Chemical Answer to Oilfield Water Problems