NO303626B1 - FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse - Google Patents
FremgangsmÕte og vandig oppl°sning for inhibering av avleiringsdannelse Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 230000008021 deposition Effects 0.000 title 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 22
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 22
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 16
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 14
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 13
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 13
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- -1 amine phosphonates Chemical class 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 4
- XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N trimethylenediamine Chemical compound NCCCN XFNJVJPLKCPIBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BDKLKNJTMLIAFE-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1,3-oxazole-4-carbaldehyde Chemical compound FC1=CC=CC(C=2OC=C(C=O)N=2)=C1 BDKLKNJTMLIAFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 229940087562 sodium acetate trihydrate Drugs 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 2
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YMDZDFSUDFLGMX-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-(2-chloroethyl)ethanamine;hydron;chloride Chemical compound [Cl-].ClCC[NH2+]CCCl YMDZDFSUDFLGMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OWYWGLHRNBIFJP-UHFFFAOYSA-N Ipazine Chemical compound CCN(CC)C1=NC(Cl)=NC(NC(C)C)=N1 OWYWGLHRNBIFJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KIDJHPQACZGFTI-UHFFFAOYSA-N [6-[bis(phosphonomethyl)amino]hexyl-(phosphonomethyl)amino]methylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CCCCCCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O KIDJHPQACZGFTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940118888 barium cation Drugs 0.000 description 1
- XDFCIPNJCBUZJN-UHFFFAOYSA-N barium(2+) Chemical compound [Ba+2] XDFCIPNJCBUZJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012620 biological material Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- MLEFOTHMNWIYGG-UHFFFAOYSA-N n'-[2-[2-(3-aminopropylamino)ethylamino]ethyl]propane-1,3-diamine Chemical compound NCCCNCCNCCNCCCN MLEFOTHMNWIYGG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000012264 purified product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000012086 standard solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical class [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
- 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.
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)
| 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)
| 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 |
-
1991
- 1991-09-23 DE DE69114436T patent/DE69114436T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-09-23 EP EP91308627A patent/EP0479462B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-09-23 AT AT91308627T patent/ATE129989T1/de not_active IP Right Cessation
- 1991-10-02 NO NO913861A patent/NO303626B1/no unknown
- 1991-10-03 CA CA002052732A patent/CA2052732C/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-10-03 US US07/770,691 patent/US5261491A/en not_active Expired - Lifetime
-
1993
- 1993-09-15 US US08/121,815 patent/US6527983B1/en not_active Expired - Fee Related
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 |