RU2307233C2 - Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений - Google Patents
Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307233C2 RU2307233C2 RU2006101982/03A RU2006101982A RU2307233C2 RU 2307233 C2 RU2307233 C2 RU 2307233C2 RU 2006101982/03 A RU2006101982/03 A RU 2006101982/03A RU 2006101982 A RU2006101982 A RU 2006101982A RU 2307233 C2 RU2307233 C2 RU 2307233C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- scale
- group
- units
- acid
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 230000005284 excitation Effects 0.000 title description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 70
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 91
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 67
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 58
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 38
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 28
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 25
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 20
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 claims description 17
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 17
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 15
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 12
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Chemical class 0.000 claims description 10
- SLBOQBILGNEPEB-UHFFFAOYSA-N 1-chloroprop-2-enylbenzene Chemical compound C=CC(Cl)C1=CC=CC=C1 SLBOQBILGNEPEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 8
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 7
- VYXSBFYARXAAKO-WTKGSRSZSA-N chembl402140 Chemical compound Cl.C1=2C=C(C)C(NCC)=CC=2OC2=C\C(=N/CC)C(C)=CC2=C1C1=CC=CC=C1C(=O)OCC VYXSBFYARXAAKO-WTKGSRSZSA-N 0.000 claims description 7
- JAMNSIXSLVPNLC-UHFFFAOYSA-N (4-ethenylphenyl) acetate Chemical compound CC(=O)OC1=CC=C(C=C)C=C1 JAMNSIXSLVPNLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QIRNGVVZBINFMX-UHFFFAOYSA-N 2-allylphenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1CC=C QIRNGVVZBINFMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- FZWIIGKQNLYDQI-UHFFFAOYSA-N 8-aminopyrene-1,3,6-trisulfonic acid Chemical compound C1=C2C(N)=CC(S(O)(=O)=O)=C(C=C3)C2=C2C3=C(S(O)(=O)=O)C=C(S(O)(=O)=O)C2=C1 FZWIIGKQNLYDQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OGOYZCQQQFAGRI-UHFFFAOYSA-N 9-ethenylanthracene Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=C(C=CC=C3)C3=CC2=C1 OGOYZCQQQFAGRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052732 germanium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N germanium atom Chemical compound [Ge] GNPVGFCGXDBREM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 claims description 6
- FMFHUEMLVAIBFI-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=CC1=CC=CC=C1 FMFHUEMLVAIBFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000005647 linker group Chemical group 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(prop-2-enoylamino)propane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(C)C(S(O)(=O)=O)NC(=O)C=C QENRKQYUEGJNNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical group OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 4
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 4
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 claims description 4
- XFKVYXCRNATCOO-UHFFFAOYSA-M rhodamine 6G Chemical compound [Cl-].C=12C=C(C)C(NCC)=CC2=[O+]C=2C=C(NCC)C(C)=CC=2C=1C1=CC=CC=C1C(=O)OCC XFKVYXCRNATCOO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical class OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Chemical class OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 4-ethenylbenzenesulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C1=CC=C(C=C)C=C1 MAGFQRLKWCCTQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 3
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Chemical class OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical class COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical class OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011976 maleic acid Chemical class 0.000 claims description 2
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical class O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VIEYMVWPECAOCY-UHFFFAOYSA-N 7-amino-4-(chloromethyl)chromen-2-one Chemical compound ClCC1=CC(=O)OC2=CC(N)=CC=C21 VIEYMVWPECAOCY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical class CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BQMQLJQPTQPEOV-UHFFFAOYSA-N OP(=O)OC=C Chemical class OP(=O)OC=C BQMQLJQPTQPEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 15
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 54
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 18
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 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
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 3
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 239000012954 diazonium Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000005227 gel permeation chromatography Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(O)CO QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IQEKRNXJPCBUAT-UHFFFAOYSA-N 2-[hydroperoxy(hydroxy)phosphoryl]acetic acid Chemical compound OOP(O)(=O)CC(O)=O IQEKRNXJPCBUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 2
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZADPBFCGQRWHPN-UHFFFAOYSA-N boronic acid Chemical compound OBO ZADPBFCGQRWHPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 150000001989 diazonium salts Chemical class 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005558 fluorometry Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- YNPNZTXNASCQKK-UHFFFAOYSA-N phenanthrene Chemical compound C1=CC=C2C3=CC=CC=C3C=CC2=C1 YNPNZTXNASCQKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N pyrene Chemical compound C1=CC=C2C=CC3=CC=CC4=CC=C1C2=C43 BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000001542 size-exclusion chromatography Methods 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
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 125000004400 (C1-C12) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001124 (E)-prop-1-ene-1,2,3-tricarboxylic acid Substances 0.000 description 1
- SBRCGVMPNMKKLA-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-9,10-diphenylanthracene Chemical compound C12=CC=CC=C2C(C=2C=CC=CC=2)=C2C(C=C)=CC=CC2=C1C1=CC=CC=C1 SBRCGVMPNMKKLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UVHXEHGUEKARKZ-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylanthracene Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C=C)=CC=CC3=CC2=C1 UVHXEHGUEKARKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WPMHMYHJGDAHKX-UHFFFAOYSA-N 1-ethenylpyrene Chemical compound C1=C2C(C=C)=CC=C(C=C3)C2=C2C3=CC=CC2=C1 WPMHMYHJGDAHKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 1-vinylnaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=CC=CC2=C1 IGGDKDTUCAWDAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 2,4-D Chemical compound OC(=O)COC1=CC=C(Cl)C=C1Cl OVSKIKFHRZPJSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- GSOQJPAPFAGIOM-UHFFFAOYSA-N 3-ethenylphenanthrene Chemical compound C1=CC=C2C3=CC(C=C)=CC=C3C=CC2=C1 GSOQJPAPFAGIOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 4-amino-4-oxo-2-sulfobutanoic acid Chemical class NC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O BCFOOQRXUXKJCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CMGDVUCDZOBDNL-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-2h-benzotriazole Chemical compound CC1=CC=CC2=NNN=C12 CMGDVUCDZOBDNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WAHIWCQCMHXEMS-UHFFFAOYSA-N 9-ethenylacridine Chemical compound C1=CC=C2C(C=C)=C(C=CC=C3)C3=NC2=C1 WAHIWCQCMHXEMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-UHFFFAOYSA-N Angelic acid Natural products CC=C(C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 1
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 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
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229940091181 aconitic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-N angelic acid Chemical compound C\C=C(\C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-ARJAWSKDSA-N 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000011013 aquamarine Substances 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 125000005501 benzalkonium group Chemical class 0.000 description 1
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JMXMXKRNIYCNRV-UHFFFAOYSA-N bis(hydroxymethyl)phosphanylmethanol Chemical class OCP(CO)CO JMXMXKRNIYCNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000006172 buffering agent Substances 0.000 description 1
- 238000012662 bulk polymerization Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- DGQLVPJVXFOQEV-NGOCYOHBSA-N carminic acid Chemical compound OC1=C2C(=O)C=3C(C)=C(C(O)=O)C(O)=CC=3C(=O)C2=C(O)C(O)=C1[C@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O DGQLVPJVXFOQEV-NGOCYOHBSA-N 0.000 description 1
- 239000004106 carminic acid Substances 0.000 description 1
- 229940114118 carminic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000012730 carminic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N cis-aconitic acid Chemical compound OC(=O)C\C(C(O)=O)=C\C(O)=O GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N citraconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C\C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 229940018557 citraconic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-O diazynium Chemical compound [NH+]#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GCSJLQSCSDMKTP-UHFFFAOYSA-N ethenyl(trimethyl)silane Chemical compound C[Si](C)(C)C=C GCSJLQSCSDMKTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004210 ether based solvent Substances 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N fluoranthrene Natural products C1=CC(C2=CC=CC=C22)=C3C2=CC=CC3=C1 GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002429 hydrazines Chemical class 0.000 description 1
- 238000006197 hydroboration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N isethionic acid Chemical class OCCS(O)(=O)=O SUMDYPCJJOFFON-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N isocrotonic acid Chemical compound C\C=C/C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- QBPHJWZNDSKPJL-UHFFFAOYSA-N m-diisopropylbenzene hydroxyhydroperoxide Chemical compound OOO.CC(C)C1=CC=CC(C(C)C)=C1 QBPHJWZNDSKPJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N mesaconic acid Chemical compound OC(=O)C(/C)=C/C(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- RLFXWALMKAWBBF-UHFFFAOYSA-N methyl prop-2-enoate propane-1,2,3-triol Chemical compound C(C=C)(=O)OC.OCC(O)CO RLFXWALMKAWBBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N methylfumaric acid Natural products OC(=O)C(C)=CC(O)=O HNEGQIOMVPPMNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000007530 organic bases Chemical group 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- WDHYRUBXLGOLKR-UHFFFAOYSA-N phosphoric acid;prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.OP(O)(O)=O WDHYRUBXLGOLKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- FAUOSXUSCVJWAY-UHFFFAOYSA-N tetrakis(hydroxymethyl)phosphanium Chemical class OC[P+](CO)(CO)CO FAUOSXUSCVJWAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L tetrakis(hydroxymethyl)phosphanium;sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O.OC[P+](CO)(CO)CO.OC[P+](CO)(CO)CO YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- UIERETOOQGIECD-ONEGZZNKSA-N tiglic acid Chemical compound C\C=C(/C)C(O)=O UIERETOOQGIECD-ONEGZZNKSA-N 0.000 description 1
- GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N trans-aconitic acid Natural products OC(=O)CC(C(O)=O)=CC(O)=O GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N triacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(=O)CC(O)=O ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQDJYEQOELDLCP-UHFFFAOYSA-N trimethylsilane Chemical group C[SiH](C)C PQDJYEQOELDLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004457 water analysis Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F2/00—Processes of polymerisation
- C08F2/002—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts
- C08F2/005—Scale prevention in a polymerisation reactor or its auxiliary parts by addition of a scale inhibitor to the polymerisation medium
-
- 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
- C02F5/12—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 nitrogen
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/37—Polymers
- C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C11D3/378—(Co)polymerised monomers containing sulfur, e.g. sulfonate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
- C11D3/16—Organic compounds
- C11D3/37—Polymers
- C11D3/3746—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C11D3/3784—(Co)polymerised monomers containing phosphorus
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F14/00—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes
- C23F14/02—Inhibiting incrustation in apparatus for heating liquids for physical or chemical purposes by chemical means
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/02—Non-contaminated water, e.g. for industrial water supply
- C02F2103/023—Water in cooling circuits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/26—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof
- C02F2103/28—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from the processing of plants or parts thereof from the paper or cellulose industry
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Macromolecular Compounds Obtained By Forming Nitrogen-Containing Linkages In General (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Hydrogenated Pyridines (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения, включающему использование ингибитора образования отложений. Технический результат - улучшение качества ингибирования образования отложений за счет контроля процесса ингибирования. В способе возбуждения нефтяного месторождения путем закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины. По меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей. Вводят в нефтяное месторождение или месторождения и/или во флюиды два различных ингибитора образования отложений для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений содержат различные обнаруживаемые составляющие, которые могут быть определены аналитически. Изобретение развито в зависимых пунктах. 10 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Уровень техники изобретения
Изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения, включающему использование ингибитора образования отложений. При добыче нефти и, что более важно, при вторичной добыче нефти (где флюид, предпочтительно флюид на водной основе, закачивают в нефтяную скважину для того, чтобы вытеснять сырую нефть) образование отложений может вызвать блокирование трубопровода и пор в нефтеносных отложениях, таким образом уменьшая или даже препятствуя потоку нефти. Таким образом, отложения понижают выход добываемой нефти.
Для решения проблемы образования отложений известны полимеры, ингибирующие образование отложений. Концентрации для обработки вплоть до нескольких сотен частей на миллион обычно являются эффективными. Полимер, ингибирующий образование отложений, обычно добавляют во флюид, подлежащий обработке, или может быть введен в нефтеносные пласты посредством «обработки прокачкой под давлением». Обработка прокачкой под давлением включает закачивание ингибитора отложений в нефтяную эксплуатационную скважину, так что ингибитор входит в пласт горной породы и удерживается там. Когда скважина вводится вновь в эксплуатацию, добываемые флюиды обрабатываются ингибитором образования отложений, который вымывается из пласта горной породы. Таким образом, ингибитор образования отложений высвобождается во флюид. Ингибитор образования отложений может быть введен в водную или неводную среду. Задачей является предотвращение или контроль образования отложений в системах, в которых используется флюид.
Образование отложений контролируется только, если полимер, ингибирующий образование отложений, присутствует в концентрации для обработки в пределах диапазона эффективного определения продукта, например, при минимальной концентрации ингибитора (MIC) в определенной системе (вода + ингибитор образования отложений). В течение добычи, когда ингибитор высвобожден, например, посредством расходования, имеется потребность в повторной прокачке под давлением. При обработке прокачкой под давлением концентрация ингибитора образования отложений в добытых флюидах будет уменьшаться со временем до тех пор, пока не будет необходимо повторение работы по «повторной прокачке под давлением». Также ингибитор образования отложений может быть утрачен посредством, например, адсорбции или разложения. Следовательно, имеется потребность компенсировать ингибитор образования отложений, чтобы заменить его потерю. Последствия образования отложений часто являются катастрофическими в этом применении, и поэтому наиболее важно избежать образования отложений. В целом, можно увидеть, что концентрация ингибитора образования отложений в обрабатываемых флюидах является жизненно важной, и химический анализ полимеров для контроля образования отложений всегда труден при концентрациях типа частей на миллион.
Проблема анализа в последнее время стала более трудной в подводных нефтяных месторождениях, потому что подводные скважины, законченные бурением, где несколько отдельных скважин являются совместными на дне моря, и объединенные флюиды закачиваются на ближайшую эксплуатационную платформу, которая может быть на расстоянии в несколько десятков миль. В этой компоновке, если добыча нефти уменьшается в добытом объединенном флюиде, невозможно определить конкретную скважину, в которой имеется слишком большое образование отложений, и/или определить скважину, в которую должен быть добавлен ингибитор образования отложений. Поэтому иногда необходимо остановить добычу во всех скважинах или добавить слишком много ингибитора образования отложений (например, посредством добавки слишком большого количества ингибитора образования отложений в скважину, в которой требуется меньшее количество). Это уменьшает общую добычу и/или не является эффективным по затратам.
Краткая сущность изобретения
Изобретение направлено на решение упомянутых выше проблем. Таким образом, изобретение относится к способу возбуждения нефтяного месторождения посредством закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, в котором по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины, из которых по меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей, причем ингибитор образования отложений, имеющий обнаруживаемые составляющие, вводят в нефтяное месторождение(я) и/или во флюиды, отличающийся тем, что используют два различных ингибитора образования отложений, предназначенных для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений имеют различные обнаруживаемые составляющие, которые могут различаться посредством анализа. Эти операции также упоминаются как способ добычи.
Обычно способ дополнительно включает измерение количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде или во флюиде, производном от него, и если количество ингибитора образования отложений ниже, чем заданная величина, типично минимальная концентрация ингибитора, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которых предназначен ингибитор образования отложений.
Изобретение также относится к новым различным полимерам, ингибирующим образование отложений, эффективным при осуществлении вышеупомянутого способа.
Подробное описание изобретения
Определения
Под полимером подразумевается макромолекулярная цепь, содержащая повторяющиеся звенья. Под сополимером подразумеваются полимеры, содержащие повторяющиеся звенья и имеющие по меньшей мере два различных звена. Сополимеры включают полимеры, имеющие два различных повторяющихся звена, три различных повторяющихся звена (иногда упоминаемые как тройные сополимеры) или более.
«MIC» относится к минимальной концентрации ингибитора. MIC может быть оценена в соответствии со статическим испытанием в камере, как описано в NACS Стандарте TM 0197-97, Laboratory Screening test to Determine the Ability of Scale Inhibitors to prevent the precipitation of barium Sulfate and/or Strontium from Solution (for Oil and Gas Production Systems), Item No. 21228, NASE International, 1997.
Способ анализа ICP относится к способу анализа Индуктивно Связанной Плазмы. Этот способ анализа известен специалисту в области техники обнаружения, идентификации и/или определения количества отдельных химических элементов.
Процесс добычи нефти и использование ингибиторов образования отложений
Способ возбуждения нефтяного месторождения посредством закачки флюида известен специалисту в этой области техники. Способ охватывает способ, известный как «заводнение», но не ограничивается этим.
Заводнение является обычно используемой технологией при работах по добыче нефти. Вода закачивается под давлением в водоносный пласт формации через скважины для закачки; в этом процессе нефть вытесняется через минеральные отложения и пласты горной породы в эксплуатационные скважины. Вытесненная нефть затем добывается в вытекающем потоке, содержащем воду и нефть. Морская вода, легко доступная в работах при морской добыче и типично используемая для закачки воды при работе по заводнению, содержит большие количества растворенных солей, таких как сульфат. Взаимодействие закачиваемой воды (при отсутствии эффективных ингибиторов образования отложений) с водой пласта в нефтеносном пласте будет производить нежелательные неорганические отложения (главным образом образующие отложения соли сульфата кальция, сульфата бария и сульфата стронция), которые в конечном счете блокируют трубопровод, клапаны и насосы оборудования для процесса добычи нефти. Дополнительные условия, которые ухудшают отложение образующих отложения солей, включают давление, высокие температуры и высокие концентрации ионов бария, стронция, кальция или железа, которые встречаются в типичных работах по добыче нефти.
Для того чтобы решить проблему образования отложений, может быть использован процесс «прокачки под давлением». В общем, скважина в начале предварительно промывается морской водой, возможно обрабатывается предварительно закачиваемой жидкостью, такой как поверхностно-активное вещество для кондиционирования горных пород, затем выполняют стадию закачки ингибитора образования отложений; затем следует подача дополнительной морской воды (стадия чрезмерной промывки), чтобы распределить ингибитор образования отложений дополнительно в нефтеносный пласт, чтобы он адсорбировался внутри минеральных отложений и пластов горной породы (материнской породы подземного нефтеносного пласта). В продолжение обработки прокачкой под давлением работы по добыче нефти прекращаются. Когда работы по добыче нефти возобновляются, адсорбированный ингибитор образования отложений будет медленно высвобождаться (путем десорбции или растворения) из материнской породы пласта и предотвратит осаждение образующих отложения солей в продолжение последующих работ по добыче нефти. Для нефтяных месторождений, характеризующихся «жесткими» условиями (такими, как высокие концентрации бария или низкое pH), типичные периоды времени, которые требуются перед дополнительной обработкой прокачкой под давлением (долговечность действия прокачки под давлением), составляют от 1 до 6 месяцев; желательно от 6 до 24 месяцев, предпочтительно от 12 до 24 месяцев или дольше. Чем более жесткими являются условия, тем больше тенденция образования отложения сульфатов металлов с последующим закупориванием и засорением материнской породы нефтяного месторождения и оборудования для добычи нефти.
Для решения проблемы образования отложений также возможно добавлять ингибитор образования отложений непосредственно в закачиваемый флюид (обычно флюид на водной основе, предпочтительно флюид на основе морской воды).
Эффективные технологии также включают развертывание посредством колонн труб малого диаметра или помещение в боковой ствол скважины.
Если используется обработка прокачкой под давлением, под флюидом, содержащим полимер, ингибирующий образование отложений, подразумевается либо флюид, используемый для нагнетания полимера, ингибирующего образование отложений в скважину или пласт горной породы, либо флюид, в который указанный полимер, ингибирующий образование отложений, был высвобожден.
Внутрискважинная химическая обработка повседневно и эффективно осуществляется посредством обработок прокачкой под давлением, которые защищают как ствол эксплуатационной скважины, так и пласт вблизи ствола скважины в радиусе примерно 20 футов. Эта периодическая технология включает задержку добычи нефти, в то время как химический реагент накачивается в эксплуатационную скважину и в пласт, закрытие скважины, чтобы дать возможность химическому реагенту взаимодействовать с горной породой пласта, затем вновь начинается добыча. Химический реагент медленно высвобождается из горной породы, возвращаясь на поверхность в добытых флюидах. Защита от образования отложений требует, чтобы концентрации ингибитора в добытых флюидах были выше MIC. При высокой адсорбции ингибитора к пласту медленные возвраты видны при более низких концентрациях (адсорбция может быть оптимизирована, создавая требуемый MIC). Эти возвраты защищают большие объемы добытых флюидов, продлевая долговечность действия прокачки под давлением. Прокачка под давлением повторяется, когда концентрации ингибитора в добытых флюидах достигают MIC.
Основной целью «меченого» полимерного ингибитора является страховка от образования отложений при больших капиталовложениях при разработке месторождений морского подводного комплекса. Однако затраты на обработки прокачкой под давлением в этих скважинах огромны, главным образом в связи с затратами на задержанную нефть и доступ к ней. Посредством сравнения с химическим ингибирующим агентом затраты являются меньшими. Поэтому любое уменьшение интервалов прокачки под давлением в эти скважины в связи с лучшими анализами ингибитора из различных скважин было бы явной экономией затрат. Кроме того, несколько функциональных групп стимулируют адсорбцию в пласт горной породы, и предполагается, что дополнительным последствием включения гидрофобной «метки» в полимеры может быть увеличенная адсорбция ингибитора в пласт.
Основные стадии работ по прокачке под давлением могут включать следующие:
(i) предварительную промывку: Она состоит в разбавлении раствора ингибитора морской водой, часто содержащей поверхностно-активное вещество или деэмульгатор. Она предназначена для охлаждения пласта для того, чтобы понизить адсорбцию вблизи ствола скважины, внедрить ингибитор дальше в пласт. Равную важность имеет вытеснение воды пласта и создание буферной зоны, чтобы избежать любой несовместимости с высокими концентрациями закачанного ингибитора, особенно когда включаются воды с высокой минерализацией /с высоким образованием ионов кальция. Предварительная промывка может также удалить остающуюся поверхностную нефть, чтобы увеличить гидрофильность.
(ii) закачку ингибитора: Основной обработкой ингибитора типично является 5-10% активного ингибитора в морской воде. Моделирование как максимальной адсорбции ингибитора (по изотерме, полученной либо из заводнения керна, либо более точно из исторического согласования), так и площади поверхности, доступной для адсорбции, показывает оптимальные концентрации ингибитора и объемы для того, чтобы привести к максимуму долговечность действия прокачки под давлением без закачки остатка химического реагента.
(iii) чрезмерную промывку: большая часть объема флюида закачивается на этой стадии. Флюид предназначен, чтобы промывать скопление ингибитора дальше в пласт на расстояние по радиусу от 8 до 15 футов. Это увеличивает площадь поверхности горной породы, с которой встречается ингибитор, и увеличивает концентрации для адсорбции. Она также вытесняет ингибитор из охлажденных окрестностей ствола скважины в более горячий пласт, где имеет место большая адсорбция. Моделирование закачанного объема уравновешивает повышенную долговечность действия прокачки под давлением с растущими потребностями начинающейся вновь добычи и потенциалом изменения смачиваемости пласта. Также имеется риск того, что ингибитор будет возвращаться при концентрациях ниже MIC, если он закачан слишком далеко в пласт.
(iv) «остановку»: скважину оставляют, чтобы дать возможность ингибитору адсорбироваться в горную породу. Время остановки типично составляет от 6 до 12 часов в зависимости от продолжительности времени, необходимого для того, чтобы адсорбция ингибитора достигла равновесия. При более высокой температуре скорость адсорбции повышается, и периоды остановки могут быть уменьшены. Моделирование уравновешивает концентрацию адсорбированного ингибитора и стоимость задержанной нефти.
(iv) начинающуюся вновь добычу: Добыча начинается вновь в первоначальном направлении потока. Ингибитор десорбируется из пласта горной породы и возвращается на поверхность в добытых флюидах.
В способе в соответствии с изобретением имеется по меньшей мере две эксплутационные зоны или по меньшей мере две нефтяные скважины, которые моделируются или используются одновременно. Таким образом, по меньшей мере два потока флюида закачивают в эксплутационные зоны или закачивают в нефтяные эксплуатационные скважины. Получаются два вытекающих потока, содержащих нефть. Два потока объединяют, чтобы получить один добытый поток флюида, содержащий нефть. Сочетание вытекающих потоков обычно осуществляется на морском дне, и один добытый поток обычно транспортируется по трубопроводу к производственному оборудованию, такому как нефтепромысловая эксплуатационная платформа. Эта компоновка, в которой объединяются вытекающие потоки, упрощает операции и/или дает возможность эффективного возбуждения такого большого числа скважин или зон, которое является практичным и/или эффективным по затратам. Ингибитор образования отложений используется, как упомянуто выше, либо в соответствии с обработкой прокачкой под давлением посредством закачки для введения указанного ингибитора в нефтяную скважину (в различных эксплуатационных зонах или скважинах), перед возбуждением или посредством добавления прямо во флюид(ы).
В соответствии с изобретением используются различные ингибиторы образования отложений, причем указанные различные ингибиторы образования отложений предназначены для различных зон или скважин. Различные ингибиторы образования отложений имеют различные обнаруживаемые составляющие, которые могут различаться посредством анализа. Различные составляющие также упоминаются как метки. Ингибиторы образования отложений являются различными в зависимости от различных составляющих. Другие группы, составляющие или звенья могут быть идентичными в различных ингибиторах образования отложений. Другими словами, разница между различными ингибиторами образования отложений может состоять только из определяемых составляющих или меток.
Использование различных ингибиторов образования отложений, имеющих различные обнаруживаемые составляющие, дает возможность производить анализ количества указанных ингибиторов образования отложений в объединенном добытом флюиде и, таким образом, когда ингибиторы образования отложений предназначены для зоны или скважины, определить конкретную зону или скважину, в которой имеется слишком много отложений, и/или определить зону или скважину, в которую должен быть введен ингибитор образования отложений. Это введение ингибитора образования отложений может быть осуществлено посредством добавки ингибитора образования отложений в конкретный флюид или посредством прокачки под давлением или повторной прокачки под давлением зоны или скважины. Это предотвращает добавку ингибиторов образования отложений в зону или скважины, в которых он не требуется, и/или одновременную остановку добычи во всех зонах или скважинах для повторной прокачки под давлением всех зон или скважин.
Таким образом, способ в соответствии с изобретением обычно включает измерения количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде или во флюиде, производном от нее, и если количество ингибитора образования отложений ниже заданной величины, например, MIC, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая встречается в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор образования отложений. Короче, проблему образования отложений решают посредством введения предназначенного ингибитора образования отложений во флюид для конкретной зоны или скважины, имеющих проблему образования отложений, или посредством введения большего количества предназначенного ингибитора образования отложений в указанный флюид, или посредством введения предназначенного ингибитора образования отложений в конкретное нефтяное месторождение, имеющее проблему образования отложений в соответствии с обработкой прокачкой под давлением. Введение предназначенных ингибиторов образования отложений предпочтительно осуществляется без остановки добычи в других зонах или скважинах.
Например, ингибитор образования отложений вводится во флюид на водной основе, или большее количество ингибитора образования отложений вводится во флюид, или ингибитор образования отложений вводится в нефтяное месторождение в соответствии с обработкой прокачкой под давлением.
В соответствии с первым вариантом осуществления изобретения ингибиторы образования отложений вводятся во флюид, например, периодически, длительно, непрерывно или когда требуется в соответствии с анализом. Более точно, ингибитор образования отложений вводится во флюид для зоны или скважины, для которой он предназначен. Количество и частота могут изменяться в соответствии с анализом, произведенным на объединенном добытом флюиде.
В соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения различные ингибиторы образования отложений вводятся в нефтяное месторождение перед возбуждением (т.е. перед эффективным вытеснением сырой нефти) посредством нагнетания различных указанных ингибиторов в нефтяное месторождение (в различные зоны или через различные скважины) в соответствии с обработкой прокачкой под давлением. Более точно, ингибитор образования отложений нагнетается (или прокачивается под давлением) в различные зоны или через различные скважины, для тех зон или скважин, для которых он предназначен. Частота работ по прокачке под давлением (или повторной прокачке под давлением) для различных зон или скважин может изменяться в соответствии с анализом, произведенным на объединенном добытом флюиде. Процесс прокачки под давлением может, конечно, содержать любую другую стадию, эффективную в таком процессе, такую как предварительная промывка зоны морской водой. Работы по прокачке под давлением и рецептуры известны специалисту в области добычи нефти.
Анализ или измерение количеств различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде могут быть выполнены любым способом, подходящим для определения различных составляющих или меток. В предпочтительном варианте осуществления все ингибиторы образования отложений могут быть определены посредством одного способа анализа. В соответствии с этим вариантом осуществления стадия измерения количеств различных ингибиторов образования отложений осуществляется с использованием одного устройства.
Способ(ы) анализа зависят от обнаруживаемых составляющих. Подходящие способы анализа включают Индуктивно Связанную Плазму, флуорометрию и колориметрию. Некоторые предпочтительные способы описаны ниже для некоторых предпочтительных составляющих и ингибиторов образования отложений.
Ингибиторы образования отложений
Различные ингибиторы образования отложений представляют собой химические соединения, имеющие различные обнаруживаемые составляющие (метки) и по выбору идентичные или различные другие группы, составляющие или звенья. Предпочтительные ингибиторы образования отложений представляют собой меченые полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и меченые звенья.
Пример предпочтительных различных обнаруживаемых составляющих включает составляющие, выбранные из группы, состоящей из:
а) составляющих с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) составляющих, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
с) составляющих, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода атомы водорода или заместители,
d) составляющих, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида, с
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или
- 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом(Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями,
е) составляющих, производных от мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями,
f) составляющих, содержащих по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу,
g) составляющих, содержащих по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу.
Более подробно эти составляющие рассмотрены ниже как составляющие звеньев полимера.
Примеры различных ингибиторов образования отложений, которые могут быть использованы, включают ингибиторы образования отложений, описанные в следующих документах, которые включены сюда посредством ссылки: GB 2152937; WO 2001007430; WO 98/02492; US 5808103; US 6312644; US 5171450; US 5043406; US 4999456; US 4813973; WO 2001081654; US 5986030; WO 2001007430; US 4194877; EP 647598; US 5378784; US 6077461; WO 00/53235; US 6218491; US 5171450; US 5260386; US 5216086; US 5128419; US 4813973; EP 657474; US 6040406; WO 9735192; EP 0613863; US 5389548; US 4894346; EP 861846.
Используемые полимеры, ингибирующие образование отложений, также включают полимеры на основе фосфора с блокированными концевыми группами, полимеры полиаспартата, полимеры или сополимеры поливинилсульфонатов, полимеры на основе полиакриловой кислоты.
Другие примеры ингибиторов образования отложений, которые могут быть использованы, включают ингибиторы образования отложений, описанные в документе WO 03/029153, который включен сюда посредством ссылки. Эти ингибиторы образования отложений содержат фосфатную составляющую, которая обнаруживается посредством I.C.P. Таким образом, одним из различных ингибиторов образования отложений может быть полимер, имеющий по меньшей мере фосфатную составляющую, образованную из мономеров, выбранных из группы, состоящей из по меньшей мере одного этиленового ненасыщенного мономера (ди)карбоновой кислоты, по меньшей мере одного этиленового ненасыщенного мономера винилсульфоната и их смесей.
Меченый сополимер, ингибирующий образование отложений
Различные ингибиторы образования отложений, все или некоторые их них, представляют преимущественно меченые полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие по меньшей мере два различных звена: звено, ингибирующее образование отложений, и меченые звенья. Поскольку полимер содержит по меньшей мере эти два различные звена, полимер может также упоминаться как сополимер. Звенья, ингибирующие образование отложений, предотвращают образование отложений. Меченые звенья обнаруживаются аналитическими методами. Не исключено, что меченые звенья также предотвращают образование отложений. Не исключено, что звенья, ингибирующие образование отложений, являются обнаруживаемыми.
Полимеры получаются посредством полимеризации мономеров и затем возможным дополнительным взаимодействием полученного полимера с соединением для того, чтобы химически модифицировать по меньшей мере ряд меченых звеньев, объединенных по их потенциалу для образования ковалентных связей с введенным соединением. Дополнительная реакция далее упоминается как реакция постполимеризации. Реакция постполимеризации обычно осуществляется с целью модификации звеньев полимеров, которые будут образовывать меченые звенья.
Любой способ полимеризации может быть использован для получения полимеров. Предпочтительными являются способы радикальной полимеризации. Подходящие способы включают полимеризацию в водной массе/дисперсии, полимеризацию в растворе или эмульсионную полимеризацию. Предпочтительный процесс полимеризации представляет собой полимеризацию в растворе. В соответствии с таким процессом вода заливается в реакционный сосуд, снабженный механической мешалкой и водным конденсатором, и нагревается до 90°С. Туда могут быть добавлены инициаторы полимеризации, или они могут быть поданы позже. «Меченый» мономер может также быть добавлен в эту загрузку, добавлен в подачу полимера или подан отдельно. Загрузка(и) мономера, загрузка растворяемого инициатора и возможно загрузка реагента передачи цепи добавляются в сосуд на 6 часов. Нейтрализация постполимеризации до требуемой концентрации осуществляется с соответствующей солью. Эти процессы и способы известны специалисту в этой области техники.
Новые полимеры, ингибирующие образование отложений
Новые полимеры, ингибирующие образование отложений, эффективные при осуществлении способа, представляют собой полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и меченые звенья, в которых меченые звенья выбраны из группы, состоящей из:
а) звеньев с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) звеньев, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
с) звеньев, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители,
d) звеньев, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида с
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой,
- 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями, и
е) звеньев, производных от мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями.
а) в варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья с меченым атомом, содержащие по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия. Эти звенья могут быть обнаружены любым способом, подходящим для обнаружения атома бора, кремния или германия, таким как ICP. Бор также может быть обнаружен (0-14 мг/л) посредством его реакции с карминовой кислотой и обнаружен фотометрическим способом. Низкие концентрации кремния (0-1,6 мг/л) могут также быть обнаружены таким же образом, как фосфор, с использованием его реакции с молибдатом аквамарином, чтобы получить кремнемолибденовую кислоту, которая может быть восстановлена аминокислотой, чтобы получить интенсивный синий цвет, пропорциональный концентрации кремнезема. Ссылка на обе эти аналитические технологии имеется в HACH Water Analysis Handbook.
Любое звено, содержащее вышеупомянутые атомы, может быть использовано как меченое звено. Эти звенья могут быть производными от мономеров, содержащих указанный атом перед полимеризацией. Звенья могут быть также получены в соответствии со схемой постполимеризации посредством реакции предшествующих звеньев с соединением, содержащим атом.
а1) Примеры звеньев с меченым атомом, включая звенья, содержащие боронатную или борную группу, такие как:
а1.1) звенья, производные от 4-винилбензилбороновой кислоты или 4-винилбензилборонобороната (VBB), акрилоилбензолбороновой кислоты или акрилоилбензолбороната, метакрилоилбензолбороновой кислоты или метакрилоилбензолбороната, 3-аклиламодиофенилборной кислоты или 3-аклиламодифенилбороната, 3-метаклиламодифенилборной кислоты или 3-метаклиламодифенилбороната,
а1.2) звенья, полученные взаимодействием, после полимеризации, причем звенья содержат триметилсилановую группу и ВВ3, и возможно затем взаимодействуют со спиртом.
а2) Примеры звеньев с меченым атомом также включают звенья, полученные взаимодействием после полимеризации, причем звенья являются производными от глицеринмонометилакрилата и содержат соединение бора, такое как борная кислота, бороновая кислота (реакция гидроборирования)
глицеринмонометакрилат (GMMA)
а3) Примеры звеньев с меченым атомом также включают аллилтриэтилгерманий
а4) Примеры звеньев с меченым атомом также включают винилтриалкилсилан, такой как винилтриметилсилан.
b) в другом варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья, производные от ацетоксистирола, предпочтительно гидролизованного 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола (он представляет собой спирт, который взаимодействует с диазонием). Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как колориметрический способ, после воздействия реагента для обнаружения, такого как соль диазония. Интенсивность цвета, создаваемая продуктом реакции, может быть измерена при помощи УФ-видимого спектрофотометра. Подходящая соль диазония представляет собой п-нитробензолдиазонийгексафторфосфат. Считается, что интенсивность цвета связана с концентрацией продукта реакции (которая эквивалентна концентрации полимера) по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера определяются путем сравнения интенсивности цвета образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера с известной концентрацией.
Для осуществления реакции 4-ацетоксистирол должен иметь свою группу сложного эфира, гидрированного спиртом посредством кипячения раствора. Поглощение может быть измерено при 500 нм. Следующая схема представляет собой пример с ортоаллилфенолом:
с) В другом варианте осуществления меченые звенья сополимера представляют собой звенья, производные от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY',
в которой:
- X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4,
- Y' представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
- L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы, и
- Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители.
Arom предпочтительно представляет собой группу, имеющую по меньшей мере 10 сопряженных атомов углерода, предпочтительно по меньшей мере 14 атомов углерода в по меньшей мере трех сопряженных ароматических кольцах.
Сопряженные ароматические кольца предпочтительно представляют собой кольца С5 или С6.
Arom преимущественно представляет собой группу, имеющую составляющую нафталина, антрацена, пирена или фенантрена, причем указанная составляющая может иметь заместители.
L предпочтительно представляет собой ковалентную связь или двухвалентную алкильную группу С1-С12, или группу, имеющую формулу -О-, -СО-О-, СО-NH- или -О-СО-.
Особенно предпочтительными мечеными звеньями являются звенья, производные от винилантрацена, предпочтительно от 9-винилантрацена.
Предпочтительно по меньшей мере один из различных ингибиторов образования отложений представляет собой меченый полимер, ингибирующий образование отложений, содержащий меченые звенья, производные от 9-винилантрацена.
Другие звенья включают звенья, производные от α-винилнафталина, 1-винилпирена, 4-винил-9,10-дифенилантрацена, 3-винилфенантрена, 9-винилакридина.
Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как флуорометрия, например, используя флуорометр с фиксированной длиной волны. Обычно обнаружение полимера происходит при максимумах возбуждения (ex) и испускания (em). Это может быть определено с использованием сканирующего флуорометра в режиме сканирования. Считается, что величина флуоресценции определяется посредством закона Бера-Ламберта. Концентрации полимера, таким образом, определяется в результате сравнения интенсивности образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера известной концентрации.
d) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, полученные взаимодействием, после полимеризации, причем звенья являются производными от винилбензилхлорида с:
- 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или
-9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или
- CellTracker Blue CMAC,
или их солями.
Эти звенья могут быть определены с использованием сканирующего флуорометра в режиме сканирования. Считается, что величина флуоресценции определяется по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера, таким образом, определяются посредством сравнения интенсивности эмиссии образца полимера с калибровочной кривой, полученной из образцов полимера известной концентрации. Примеры величин приведены ниже без намерения ограничить объем изобретения (см. таблицу).
| Таблица | ||
| Сополимер | длина волны возбуждения (нм) | длина волны испускания (нм) |
| ААх/0,01 мол. % Родамина 6G | 520 | 550 |
| ААх/0,1 мол. % Родамина 6G | 520 | 550 |
| ААх - 0,1 мол. % сополимера 9-винилантрацена | 260 | 410 |
| ААх - 0,05 мол. % сополимера 9-винилантрацена | 260 | 410 |
| ААх - 0,01 мол. % сополимера 9-винилантрацена | 300 | 380 |
| хАкриловая кислота | ||
f) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, содержащие по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу, такие как звенья, производные от фосфата(мет)акрилата и (мет)аллилгидроксифосфатов. Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как ICP.
g) В другом варианте осуществления меченые звенья представляют собой звенья, содержащие по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу, такую как стиролсульфонат и стиролсульфоновая кислота. Эти звенья могут быть обнаружены посредством любого подходящего способа, такого как колориметрический способ, например, путем УФ-видимой спектроскопии при максимальной спектральной поглощательной способности. Считается, что интенсивность цвета связана концентрацией полимера по закону Бера-Ламберта. Концентрации полимера определяются путем сравнения интенсивности цвета образца полимера с калибровочной кривой, полученной для образцов полимера известной концентрации. Этот тип анализа известен специалисту в этой области техники.
Звенья ингибитора образования отложений
Звенья ингибитора образования отложений предпочтительно выбираются из группы, состоящей из:
- винилсульфокислоты, или солей винилсульфонатов,
- винилфосфоновой кислоты или солей винилфосфонатов,
- винилидендифосфоновой кислоты и ее солей,
- акриловой кислоты,
- метакриловой кислоты,
- винилацетата,
- винилового спирта,
- ненасыщенных моно или дикарбоновых кислот, или различных ангидридов, таких как малеиновый ангидрид, малеиновая кислота, фумаровая кислота, итаконовая кислота, аконитовая кислота, мезаконовая кислота, цитраконовая кислота, кротоновая кислота, изокротоновая кислота, ангеликовая кислота, тиглиновая кислота,
- винилхлорида,
- стирол-п-сульфоновой кислоты или солей стиролсульфонатов,
- акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AMPS),
- гидроксифосфоноуксусной кислоты (HPA),
- гипофосфорных кислот, таких как H3PO3, дающих звенья формулы -PO(OH)-,
- акриламидов,
- пропаргилового спирта, имеющего формулу HC≡CH2-OH,
- бутир-1,4-диола, и
- их смесей.
Отмечено, что мономеры, включающие гидроксильную группу (например, HPA или виниловый спирт), могут способствовать адсорбции кристаллами сульфата бария, причем спиртовая группа дает хорошую адсорбцию на участки активного роста кристаллов, эффективно блокируя их, что эффективно для рассолов с высоким содержанием Ca, которые инактивируют другие кислотные функциональные группы. Мономеры, включающие аминогруппу, могут способствовать адсорбции кристаллами карбоната кальция. Другие сульфированные мономеры (например, AMPS или винилсульфоновая кислота, или соли сульфонатов) могут способствовать смешиваемости рассола.
Другие звенья (другие функции)
В то время как вышеупомянутые звенья обычно содержатся в основной цепи полимера, отмечено, что сополимер может содержать другие звенья и/или другие группы. Другие группы включают группы, которые связаны по меньшей мере с одной концевой группой полимера. Эти группы могут образовываться из инициатора полимеризации или могут быть блокированными концевыми группами. Они могут не иметь конкретной функции или могут составлять группы, ингибирующие образование отложений, меченые группы или группы, способствующие получению ингибитора, или другие.
Таким образом, другие группы или звенья включают группы или звенья, имеющие формулу X"2O3P-CHY"CZ"2PO2X"-, в которой X" представляет собой водород, щелочной металл, щелочноземельный или другой поливалентный металл, аммоний или группу органического основания, Y" и каждая Z", которые могут быть такими же или отличными, представляют собой каждая водород, PO3X2, SO3X или CO2X, или алкильный или арильный остаток. Примерами являются звенья, производные от продукта присоединения винилфосфоновой кислоты (VPA) или винилиден-1,1-дифосфоновой кислоты (VDPA) и гипофосфорной кислоты или ее солей. Такие группы или звенья описаны в документе ЕР 861846. Другие возможные группы или звенья описаны в GB 1458235. Эти другие группы или звенья могут помочь в обнаружении полимера, и/или в получении эффекта, ингибирующего образование отложений.
Стиролсульфоновая кислота, стиролсульфонаты, 4-винилбензолсульфоновая кислота или 4-винилбензолсульфонаты могут способствовать в регулировании десорбции полимера, ингибирующего образование отложений, в так называемых обработках прокачкой под давлением, в частности, при высокой температуре и/или высоком давлении.
Данные по молекулярному весу и другие параметры
Полимер в соответствии с изобретением имеет предпочтительно средний молекулярный вес от 500 до 20000 г/моль и более предпочтительно от 1000 до 8000 г/моль. Средний молекулярный вес полимера или сополимера может быть измерен вытеснительной хроматографией/гельпроникающей хроматографией (GPC). Вытеснительная хроматография по размеру требует прохода полимера вниз по GPC хроматографической колонке с набивкой. Размер пор в колонке приспособлен для специального диапазона молекулярной массы полимера. Когда полимер проявляется в колонке, самая маленькая полимерная цепь проходит через поры и, следовательно, самые большие полимерные цепи проявляются первыми. Проявленный полимер может быть обнаружен в диапазоне детекторов, включающих: дифференциальный показатель преломления, ультрафиолетовое, инфракрасное и световое рассеяние. Анализ дает распределение молекулярной массы в образце полимера. Средние величины специфической статистической молекулярной массы (Mw, Mn, Mz) получаются посредством сравнения времени элюирования со специальными стандартными полимерами с низким распределением молекулярной массы и известной молекулярной массой.
Когда звенья, ингибирующие образование отложений, представляют собой звенья полиакриловой кислоты, средний молекулярный вес составляет предпочтительно от 2000 до 7000 г/моль.
Дополнительно упоминается, что сополимер в соответствии с изобретением может быть в кислотной форме или нейтрализованный, чтобы создать (частично) нейтрализованную соль. Установление рН определяется рядом факторов, включая минералогию формации, для прокачки под давлением химического реагента.
Количество меченых звеньев в полимере
Полимер в соответствии с изобретением содержит эффективно обнаруживаемое количество меченых звеньев. Например, для меченых звеньев сополимер может иметь мольное количество меченых звеньев вплоть до 5%, но преимущественно от 0,01 до 0,2%.
Ингибитор образования отложений обычно вводится в состав, например, флюида либо как подаваемый поток, либо как состав для прокачки под давлением, например, флюид для прокачки под давлением.
Флюиды представляют собой предпочтительно флюиды на водной основе, обычно флюиды на основе морской воды, но другие флюиды не исключаются. Например, растворители на основе гликоля или простого эфира гликоля могут быть использованы. Некоторые эффективные рецептуры флюидов для обработки прокачкой под давлением предусмотрены в документе WO 98/30783, который включен сюда посредством ссылки.
Ингибитор образования отложений в соответствии с изобретением может быть использован в сочетании один с другим, и/или в сопряжении с другими веществами для обработки воды, включающими: поверхностно-активные вещества, такие как анионные поверхностно-активные вещества (например, С10-20 алкилбензилсульфонаты, С10-20 олефинсульфонаты, С10-20 алкилсульфаты, С10-20 алкил от 1 до 25 мол. эфирсульфаты, С10-20 парафинсульфонаты, С10-20 мыла, С10-20 алкилфенолсульфаты, сульфосукцинаты, сульфосукцинаматы, лигнинсульфонаты, жирные эфирсульфонаты, С10-20 алкилфенилэфирсульфаты, С10-20 алкилэтаноламидсульфаты, С10-20 соли жирных альфасульфокислот, С10-20 ацилсаркозинаты, изэтионаты, С10-20 ацилтауриды, С10-20 алкилгидрогенфосфаты), неионные поверхностно-активные вещества (например, этоксилированные и/или пропоксилированные С10-20 спирты, этоксилированные и/или пропоксилированные С10-20 карбоновые кислоты, алканоламиды, оксиды амина, и/или С10-20 ацилсорбитан и/или глицеринэтоксилаты), амфотерные поверхностно-активные вещества (например, бетаины, сульфобетаины, и/или кватернизованные имидозолины) и/или катионные поверхностно-активные вещества (например, соли бензалькония, С10-20 соли алкилтриметиламмония, и/или С10-20 соли алкилтриметил или трис(гидроксиметил)фосфония); комплексообразующие (изолирующие), хелатирующие агенты, ингибиторы коррозии и/или другие пороговые вещества (например, триполифосфат натрия, этилендиаминтетрацетат натрия, нитрилтриацетат натрия, тетрапирофосфат калия, ацетодифосфоновая кислота и ее соли, аммонийтрисметиленфосфоновая кислота и ее соли, этилендиаминтетракис(метиленфосфоновая) кислота и ее соли, диэтилентриаминпентакис (метиленфосфоновая) кислота и ее соли); толилтриазол и смеси нитрата, бензоата, HHP и/или PTSB), биоциды (например, соли тетракис(гидроксиметил)фосфония, формальдегид, глутаральдегид); окисляющие биоциды и/или отбеливатели (например, хлор, диоксид хлора, пероксид водорода, перборат натрия); регуляторы пенообразования, такие как кремниевые пеногасители; поглотители кислорода, такие как гидразины и/или гидроксиламины; вещества, регулирующие рН и/или буферные агенты, такие как амины, бораты, цитраты и/или ацетаты; соли хрома; соли цинка; и/или другие вещества для обработки воды, такие как полимерные диспергаторы и коагулянты, включая полималеиновую, полиакриловую и поливинилсульфоновую кислоты и их соли, крахмалы и/или карбоскиметилцеллюлозу и/или молибдаты. Изобретение предусматривает композиции, содержащие эффективное количество продукта по изобретению, как упомянуто выше, и любое из вышеупомянутых известных веществ для обработки воды. Такие композиции могут, например, содержать от 5 до 95% по весу продукта по изобретению и от 5 до 90% по весу одного или большего числа любых вышеупомянутых веществ для обработки воды.
Более конкретно, флюид может дополнительно содержать добавки, выбранные из следующего:
- ингибиторы коррозии (имидазолин и четвертичные соли аммония),
- ингибиторы гидрирования (такие как метанол) и кинетические ингибиторы, такие как антиагломерирующие вещества,
- ингибиторы образования асфальтена,
- ингибиторы образования парафина,
- биоциды (такие как THPS, например, продаваемые Rhodia под маркой Tolcide®(PS),
- деэмульгаторы,
- поверхностно-активные вещества,
- другие ингибиторы образования отложений.
Водный раствор ингибитора образования отложений может быть использован на стадии закачки (обработка прокачкой под давлением); типично концентрация ингибитора образования отложений составляет от 0,5 до 20%, и предпочтительно от 2 до 10% по весу водного раствора. Когда попутная вода (водоприток) из нефтяной скважины начинает показывать пониженные концентрации ингибитора образования отложений, потребуется дополнительная обработка прокачкой под давлением. В общем эффективное ингибирование образования отложений будет поддерживаться при концентрациях ингибитора выше примерно 25 частей на миллион (в попутной воде или в воде пласта). Чем более эффективен контроль количества полимера, ингибирующего образование отложений, тем ниже может быть концентрация ингибитора образования отложений в попутной воде перед требующейся дополнительной обработкой. Повторная обработка включает закачку дополнительного водного раствора водорастворимого полимера в подземные нефтеносные пласты во время интервалов, выбранных для обеспечения количеств водорастворимого полимера, эффективных для того, чтобы поддержать ингибирование образования отложений.
Для осуществления обработки прокачкой под давлением флюид может быть использован в сопряжении с передовыми химическими реагентами, особенно поверхностно-активными веществами и/или эмульгаторами. Эти химические реагенты обычно применяются перед ингибитором образования отложений для того, чтобы ускорить адсорбцию на горную породу и чтобы свести к минимуму проблемы эмульгирования. Эффективные композиции и способы можно узнать из документа WO 98/30783.
Дополнительно отмечено, что попутная вода флюида для добычи нефти может содержать следы сырой нефти или неорганические остатки, которые не были полностью отделены от полученных флюидов.
Количества (ингибитора образования отложений)
Количество использованного полимера обычно зависит от применения. Для применений, связанных с обработкой прокачкой под давлением, сополимер типично будет применяться в стволе скважины как концентрированный раствор в подходящем текучем носителе. Типичные концентрации ингибитора составят 1-50%, более предпочтительно 5-20%. Жидким носителем может быть морская вода, попутная вода, вода водоносного пласта, вода, обработанная посредством мембраны, например, десульфированная вода или смеси вышеупомянутых. Альтернативно, текучий носитель может быть на основе совместимого растворителя, например, гликолей или простых эфиров гликоля.
Минимальная концентрация ингибитора (MIC) обычно изменяется с химией воды, но будет типично находиться в диапазоне 1-500 частей на миллион, причем более высокие значения относятся к более жесткой окружающей среде образования отложений.
Claims (11)
1. Способ возбуждения нефтяного месторождения путем закачки подаваемого потока флюида в нефтяную эксплуатационную скважину, связанную с нефтяным месторождением, вытеснения нефти и добычи вытекающего потока флюида, содержащего нефть, в котором по меньшей мере два потока закачивают по меньшей мере в две эксплуатационные зоны нефтяной скважины или закачивают по меньшей мере в две различные нефтяные эксплуатационные скважины, из которых по меньшей мере два вытекающих потока из двух зон или скважин объединяют перед добычей, причем ингибитор образования отложений, содержащий обнаруживаемые составляющие, вводят в нефтяное месторождение или месторождения и/или во флюиды, отличающийся тем, что используют два различных ингибитора образования отложений, предназначенные для двух зон или скважин, причем указанные различные ингибиторы образования отложений содержат различные обнаруживаемые составляющие, которые могут быть определены аналитически.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что различные ингибиторы образования отложений вводят во флюид.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что различные ингибиторы образования отложений вводят в нефтяное месторождение перед возбуждением путем нагнетания указанных различных ингибиторов образования отложений в различные нефтяные месторождения, в соответствии с обработкой прокачкой под давлением, причем ингибиторы образования отложений высвобождают в вытекающие потоки.
4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что различные обнаруживаемые составляющие выбирают из группы, состоящей из
a) составляющих с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) составляющих, производных от ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола.
c) составляющих, производных от мономера, имеющего следующую формулу:
X2C=CYY′ в которой
X, который является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y′ представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы; и
Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или заместители,
d) составляющих, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных от винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, или 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом(Родамином 6G), или CellTracker Blue CMAC, или их солями,
e) составляющих, производных мономера, полученного взаимодействием винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями,
f) составляющих, содержащих по меньшей мере одну фосфатную или фосфонатную группу,
g) составляющих, содержащих по меньшей мере одну сульфонатную или сульфоновую кислотную группу.
5. Способ по любому из пп.1-3, в котором различные ингибиторы образования отложений, имеющие различные обнаруживаемые составляющие, представляют собой полимеры, ингибирующие образование отложений, содержащие звенья, ингибирующие образование отложений, и различные меченые звенья, имеющие различные составляющие, в которых меченые звенья выбирают из группы, состоящей из
a) звеньев с меченым атомом, содержащих по меньшей мере один атом, выбранный из группы, состоящей из бора, кремния и германия,
b) звеньев, производных ацетоксистирола, предпочтительно 4-ацетоксистирола, или от ортоаллилфенола,
c) звеньев, производных мономера, имеющего следующую формулу:
X2=CYY′, в которой
Х является идентичным или различным, представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y представляет собой атом водорода или алкильную группу С1-С4;
Y′ представляет собой группу, имеющую формулу -L-Arom, в которой
L представляет собой ковалентную связь или двухвалентную органическую связывающую группу, возможно содержащую гетероатомы; и
Arom представляет собой группу, содержащую по меньшей мере два сопряженных ароматических кольца, предпочтительно по меньшей мере три, причем указанные кольца содержат сопряженные атомы углерода и возможно атомы азота или кислорода, и связанные с указанными атомами углерода, атомы водорода или их заместители,
d) звеньев, полученных взаимодействием, после полимеризации, звеньев, производных винилбензилхлорида, с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой, 9-(2-(этоксикарбонил)фенил)-3,6-бис(этиламино)-2,7-диметилксантилиумхлоридом (Родамином 6G), или CellTracker Blue CMAC, или их солями, и
e) звеньев, производных от мономера, полученного посредством реакции винилбензилхлорида с 8-аминопирен-1,3,6-трисульфоновой кислотой или ее солями.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что по меньшей мере один из различных ингибиторов образования отложений представляет собой меченый полимер, ингибирующий образование отложений, содержащий меченые звенья, производные от 9-винилантрацена.
7. Способ по п.5, в котором звенья, ингибирующие образование отложений, производят от мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилсульфокислоты, или солей винилсульфонатов, винилфосфоновой кислоты или солей винилфосфонатов, акриловой кислоты, метакриловой кислоты, малеинового ангидрида, малеиновой кислоты, стирол-п-сульфоновой кислоты или солей стиролсульфонатов, акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты (AMPS), и их смесей.
8. Способ по любому из пп.1-3, включающий измерение количества различных ингибиторов образования отложений в добытом флюиде, или во флюиде, производном от нее, и если количество ингибитора образования отложений ниже, чем заданная величина, принимаются за решение проблемы образования отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которых предназначен ингибитор образования отложений.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что ингибитор образования отложений вводят во флюид на водной основе, или большее количество ингибитора образования отложений вводят во флюид, или ингибитор образования отложений вводят в нефтяное месторождение в соответствии с обработкой прокачкой под давлением.
10. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что ингибиторы образования отложений определяют одним методом анализа.
11. Способ по п.10, в котором один метод анализа представляет собой флуорометрический метод.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US48227103P | 2003-06-25 | 2003-06-25 | |
| US48225703P | 2003-06-25 | 2003-06-25 | |
| US60/482,257 | 2003-06-25 | ||
| US60/482,271 | 2003-06-25 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006101982A RU2006101982A (ru) | 2006-08-10 |
| RU2307233C2 true RU2307233C2 (ru) | 2007-09-27 |
Family
ID=33555582
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006101982/03A RU2307233C2 (ru) | 2003-06-25 | 2004-06-25 | Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений |
| RU2006101978/04A RU2315778C2 (ru) | 2003-06-25 | 2004-06-25 | Меченые ингибирующие образование накипи полимеры, содержащие их композиции и способ предотвращения или регулирования образования накипи |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006101978/04A RU2315778C2 (ru) | 2003-06-25 | 2004-06-25 | Меченые ингибирующие образование накипи полимеры, содержащие их композиции и способ предотвращения или регулирования образования накипи |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7943058B2 (ru) |
| EP (2) | EP1639228B1 (ru) |
| AT (2) | ATE393294T1 (ru) |
| BR (2) | BRPI0411780B1 (ru) |
| CA (2) | CA2530147C (ru) |
| DE (2) | DE602004013316T2 (ru) |
| DK (2) | DK1639228T3 (ru) |
| ES (2) | ES2302002T3 (ru) |
| MX (2) | MXPA05014149A (ru) |
| NO (2) | NO340378B1 (ru) |
| RU (2) | RU2307233C2 (ru) |
| WO (2) | WO2005000747A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579388C2 (ru) * | 2010-08-03 | 2016-04-10 | Кемира Кемикалс Инк. | Композиции меченого ингибитора отложений и способы ингибирования отложений |
| RU2657295C2 (ru) * | 2016-05-12 | 2018-06-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах |
| RU2718591C2 (ru) * | 2015-05-13 | 2020-04-08 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений |
Families Citing this family (69)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE502007005637D1 (de) | 2006-12-21 | 2010-12-23 | Basf Se | Verfahren und polymer zur vermeidung von ba/sr-kesselstein mit nachweisbarer phosphorfunktionalität |
| US8673827B1 (en) * | 2007-11-28 | 2014-03-18 | Los Alamos National Security, Llc | Method of analysis of polymerizable monomeric species in a complex mixture |
| RU2383727C2 (ru) | 2007-11-30 | 2010-03-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта |
| BRPI0820791A2 (pt) | 2007-12-17 | 2015-06-16 | Lux Innovate Ltd | Composições e métodos para manutenção de sistemas de condução e contenção de fluido |
| CA2709549A1 (en) | 2007-12-17 | 2009-06-25 | Lux Innovate Limited | Compositions and methods for monitoring flow through fluid conducting and containment systems |
| RU2355821C1 (ru) * | 2008-04-11 | 2009-05-20 | Закрытое акционерное общество Фирма "Автоконинвест" | Состав для защиты металлов от коррозии и солеотложений |
| US20090320877A1 (en) * | 2008-06-30 | 2009-12-31 | Bradley Steven A | Process and composition for removing a scale deposit |
| US8323416B2 (en) * | 2008-06-30 | 2012-12-04 | Uop Llc | Process and composition for removing a scale deposit |
| US9534167B2 (en) | 2008-10-21 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Fracturing method using polyboronic compound |
| US8173580B2 (en) * | 2008-10-21 | 2012-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Boron crosslinkers for fracturing fluids with appreciably lower polymer loading |
| GB0907732D0 (en) * | 2009-05-06 | 2009-07-22 | Absolute Petro Hydro Tech Co Ltd | Tagged scale inhibitors |
| AU2010276423A1 (en) * | 2009-07-18 | 2012-03-01 | University Of Wyoming | Single-well diagnostics and increased oil recovery by oil injection and sequential waterflooding |
| AU2010295249B2 (en) * | 2009-09-17 | 2015-06-25 | M-I Australia Pty Ltd | Methods for selection of a naphthenate solids inhibitor and test kit, and method for precipitating naphthenate solids |
| AU2010324533A1 (en) | 2009-11-26 | 2012-06-14 | M-I Australia Pty Ltd | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons |
| US10689280B2 (en) * | 2009-12-31 | 2020-06-23 | Ecolab Usa Inc. | Method for the removing and reducing scaling |
| EP2545138A1 (de) * | 2010-03-10 | 2013-01-16 | Basf Se | Verwendung von tensidmischungen von polycarboxylaten zum mikroemulsionsfluten |
| CA2703319C (en) * | 2010-05-05 | 2012-06-12 | Imperial Oil Resources Limited | Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes |
| CN102241441B (zh) * | 2010-05-14 | 2015-12-02 | 纳尔科公司 | 包含aa-amps共聚物和pma的组合物及其用途 |
| US9052289B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrogen sulfide (H2S) detection using functionalized nanoparticles |
| US9212551B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Chemical scavenger for downhole chemical analysis |
| KR101197648B1 (ko) | 2010-12-21 | 2012-11-09 | 세종대학교산학협력단 | 지층수 차단을 위한 폴리머 순차적 주입 공정 시뮬레이션 장치 및 방법 |
| RU2466171C2 (ru) * | 2010-12-23 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Реагент комплексного действия для технологических жидкостей на полисахаридной основе, применяемых в бурении и капитальном ремонте скважин (варианты) |
| MX2013008439A (es) | 2011-01-19 | 2013-12-06 | Rhodia Operations | Familias de inhibidores de escamas que tienen diferentes perfiles de absorcion y su aplicacion en el campo petrolero. |
| US8921597B2 (en) | 2011-06-06 | 2014-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Preparation of boron crosslinking agents for fracturing fluids |
| ES2938544T3 (es) * | 2011-07-29 | 2023-04-12 | Kemira Oyj | Polímeros inhibidores de incrustaciones y métodos para prevenir la formación de incrustaciones |
| GB201116530D0 (en) | 2011-09-26 | 2011-11-09 | Champion Technologies Ltd | Method |
| EP2650314A1 (en) * | 2012-04-13 | 2013-10-16 | Clariant International Ltd. | Process for inhibition of sulphide scales |
| US9145508B2 (en) | 2012-05-18 | 2015-09-29 | Ian D. Smith | Composition for removing scale deposits |
| WO2014009445A1 (en) * | 2012-07-10 | 2014-01-16 | Toivonen Susanna | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation |
| US9994799B2 (en) * | 2012-09-13 | 2018-06-12 | Ecolab Usa Inc. | Hard surface cleaning compositions comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use |
| US8871699B2 (en) | 2012-09-13 | 2014-10-28 | Ecolab Usa Inc. | Detergent composition comprising phosphinosuccinic acid adducts and methods of use |
| GB201217283D0 (en) * | 2012-09-27 | 2012-11-14 | Bp Exploration Operating | Tagged scale inhibiting polymers |
| WO2014055343A1 (en) | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Meadwestvaco Corporation | Traceable polymeric sulfonate scale inhibitors and methods of using |
| US20140100142A1 (en) | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Meadwestvaco Corporation | Traceable polymeric scale inhibitors and methods of using such scale inhibitors |
| US20140196894A1 (en) * | 2013-01-15 | 2014-07-17 | University Of Kansas | Fluorescent tags for detection of swellable polymers |
| JP6146075B2 (ja) * | 2013-03-22 | 2017-06-14 | 栗田工業株式会社 | スケール防止方法及びスケール防止剤 |
| MX342993B (es) | 2013-04-25 | 2016-10-13 | Inst Mexicano Del Petróleo | Proceso de obtencion de copolimeros aleatorios derivados del acido itaconico y/o sus isomeros y alquenil sulfonatos de sodio y uso del producto obtenido. |
| MY176194A (en) | 2013-07-31 | 2020-07-24 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Concentration determining method and system |
| WO2015016874A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phospho-friction reducing agents for use in oleaginous-based drilling fluids |
| FI125102B (en) | 2013-11-19 | 2015-06-15 | Kemira Oyj | Method for the determination of an antifouling agent in a sample |
| FI125111B (en) * | 2013-11-19 | 2015-06-15 | Kemira Oyj | A method for analyzing a sample comprising first and second anticaking agents |
| US20150159079A1 (en) * | 2013-12-10 | 2015-06-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods and compositions for conformance control using temperature-triggered polymer gel with magnetic nanoparticles |
| WO2015174996A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Multi-Chem Group, Llc | Tagged paraffin inhibitors and asphaltene inhibitors for use in subterranean operations |
| EP3143096B1 (en) * | 2014-05-16 | 2022-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tagged corrosion inhibitors for use in subterranean operations |
| US9624423B2 (en) | 2014-07-01 | 2017-04-18 | Ecolab Usa Inc. | Use of fluorescent polymers in marking compositions for the diagnostic determination of cleaning performance |
| US10106721B2 (en) | 2014-12-22 | 2018-10-23 | Multi-Chem Group, Llc | Cationic surfactants for scale inhibitor squeeze applications |
| US10865341B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-12-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| US10711177B2 (en) | 2015-03-20 | 2020-07-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| WO2016153934A1 (en) | 2015-03-20 | 2016-09-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Engineering formation wettability characteristics |
| US10633573B2 (en) * | 2015-04-02 | 2020-04-28 | Clariant International Ltd. | Composition and method for inhibition of sulfide scales |
| US9612204B2 (en) * | 2015-05-28 | 2017-04-04 | Conocophillips Company | Measurement of scale inhibitor in water systems |
| CN107288596A (zh) * | 2016-03-30 | 2017-10-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于有机碱三元复合驱提高原油采收率的方法 |
| US10641083B2 (en) * | 2016-06-02 | 2020-05-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents |
| WO2017214393A1 (en) * | 2016-06-10 | 2017-12-14 | Ecolab USA, Inc. | Paraffin suppressant compositions, and methods of making and using |
| RU2686549C1 (ru) * | 2018-06-29 | 2019-04-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для воздействия на добываемые флюиды |
| AU2020283938A1 (en) * | 2019-05-28 | 2021-12-23 | Nouryon Chemicals International B.V. | Method of controlling scale in aqueous systems |
| BR112022010409A2 (pt) * | 2019-12-05 | 2022-08-23 | Kemira Oyj | Agentes de marcação, composições de polímero anti-incrustante e métodos |
| WO2022051019A1 (en) * | 2020-09-04 | 2022-03-10 | Chemtreat, Inc. | Methods for predicting and monitoring scale formation in industrial water systems |
| US20240124768A1 (en) * | 2020-10-07 | 2024-04-18 | Kemira Oyj | Tagging agents, anti-scalant polymer compositions, and methods |
| MX2023004759A (es) | 2020-10-26 | 2023-05-10 | Ecolab Usa Inc | Agente de control de escamas de calcita para pozos geotermicos. |
| US12441926B2 (en) | 2020-12-18 | 2025-10-14 | Cameron International Corporation | Scale inhibitor compositions and methods of using the same |
| CN113003739B (zh) * | 2021-04-23 | 2023-01-10 | 天津市中海水处理科技有限公司 | 一种含有荧光基团的三元磺酸聚合物阻垢剂及其制备方法 |
| WO2022256431A1 (en) * | 2021-06-01 | 2022-12-08 | Kemira Oyj | Tagged polymer and method |
| US11584878B1 (en) | 2021-12-16 | 2023-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments |
| US11866640B2 (en) * | 2022-03-25 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Well corrosion control |
| WO2023245197A2 (en) * | 2022-06-16 | 2023-12-21 | Nouryon Chemicals International B.V. | Tagged polymers as phosphonate replacements in water treatment applications |
| CN116478672B (zh) * | 2023-06-25 | 2023-08-18 | 中国石油大学(华东) | 适用深海油气开采的防腐低热导环空保护液及其制备方法 |
| WO2025068606A1 (en) * | 2023-09-30 | 2025-04-03 | Nouryon Chemicals International B.V. | Treatment fluid for scale control |
| CN117362499B (zh) * | 2023-12-05 | 2024-02-09 | 广东粤首新科技有限公司 | 一种聚合物基阻垢缓蚀剂的制备工艺 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU977725A1 (ru) * | 1981-03-09 | 1982-11-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ удалени жидкости с забо газовых скважин и устройство дл его осуществлени (варианты) |
| RU2042793C1 (ru) * | 1992-03-27 | 1995-08-27 | Акционерное общество Научно-внедренческого предприятия "Квант" | Способ предотвращения парафиновых отложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах |
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| US6312644B1 (en) * | 1999-12-16 | 2001-11-06 | Nalco Chemical Company | Fluorescent monomers and polymers containing same for use in industrial water systems |
| US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4894346A (en) | 1983-10-11 | 1990-01-16 | Calgon Corporation | Method for the colorimetric determination of polycarboxylates in aqueous systems |
| GB8401166D0 (en) | 1984-01-17 | 1984-02-22 | Bevaloid Ltd | Labelled polymer compositions |
| US4741400A (en) * | 1986-08-07 | 1988-05-03 | Atlantic Richfield Company | Method for scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
| US4813973A (en) | 1988-01-11 | 1989-03-21 | The University Of Toronto Innovations Foundation | Modified, water-soluble polymers containing amide groups reacted with xanthydrol and other dyes |
| US4999456A (en) | 1990-03-26 | 1991-03-12 | Nalco Chemical Company | N-dibenzosuberenylacrylamide (N-5-(5H-dibenzo[a,d]cycloheptenyl)acrylamide) |
| US5043406A (en) | 1990-03-26 | 1991-08-27 | Nalco Chemical Company | Fluorescent acrylamide polymers |
| US5171450A (en) | 1991-03-20 | 1992-12-15 | Nalco Chemical Company | Monitoring and dosage control of tagged polymers in cooling water systems |
| NZ250945A (en) | 1993-03-03 | 1994-12-22 | Grace W R & Co | Treating an aqueous system with a water-soluble/dispersible polymer which contains at least one uv radiation responsive moiety |
| US5389548A (en) | 1994-03-29 | 1995-02-14 | Nalco Chemical Company | Monitoring and in-system concentration control of polyelectrolytes using fluorochromatic dyes |
| GB9523136D0 (en) | 1995-11-11 | 1996-01-10 | Procter & Gamble | Silicone-containing powders |
| US5772894A (en) | 1996-07-17 | 1998-06-30 | Nalco Chemical Company | Derivatized rhodamine dye and its copolymers |
| GB9703951D0 (en) | 1997-02-26 | 1997-04-16 | Albright & Wilson Uk Ltd | Novel phosphino derivatives |
| WO2001007430A1 (en) | 1999-07-22 | 2001-02-01 | Nalco Chemical Compant | Fluorescent water-soluble polymers |
| US6645428B1 (en) * | 2000-04-27 | 2003-11-11 | Ondeo Nalco Company | Fluorescent monomers and tagged treatment polymers containing same for use in industrial water systems |
| FR2826593B1 (fr) | 2001-06-27 | 2004-04-16 | Rhodia Chimie Sa | Dispersion comprenant une emulsion dont la phase aqueuse est de force ionique elevee, preparation et utilisation |
| FR2827193B1 (fr) | 2001-07-12 | 2004-04-23 | Rhodia Chimie Sa | Granules obtenus par sechage d'emulsion comprenant un polymere et un agent de controle |
| US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
-
2004
- 2004-06-25 RU RU2006101982/03A patent/RU2307233C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 AT AT04740375T patent/ATE393294T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 EP EP04740375A patent/EP1639228B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 WO PCT/EP2004/006977 patent/WO2005000747A2/en not_active Ceased
- 2004-06-25 RU RU2006101978/04A patent/RU2315778C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 DK DK04740375T patent/DK1639228T3/da active
- 2004-06-25 CA CA2530147A patent/CA2530147C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 US US10/562,052 patent/US7943058B2/en active Active
- 2004-06-25 MX MXPA05014149A patent/MXPA05014149A/es active IP Right Grant
- 2004-06-25 CA CA002529895A patent/CA2529895C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 WO PCT/EP2004/006975 patent/WO2005001241A2/en not_active Ceased
- 2004-06-25 AT AT04740377T patent/ATE438592T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 ES ES04740375T patent/ES2302002T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 BR BRPI0411780-8A patent/BRPI0411780B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 MX MXPA05014151A patent/MXPA05014151A/es active IP Right Grant
- 2004-06-25 DE DE602004013316T patent/DE602004013316T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 EP EP04740377A patent/EP1636142B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 ES ES04740377T patent/ES2331132T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 BR BRPI0411746-8B1A patent/BRPI0411746B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-06-25 US US10/562,055 patent/US7703516B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-25 DK DK04740377T patent/DK1636142T3/da active
- 2004-06-25 DE DE602004022410T patent/DE602004022410D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-12-21 NO NO20056095A patent/NO340378B1/no unknown
- 2005-12-21 NO NO20056094A patent/NO331137B1/no unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU977725A1 (ru) * | 1981-03-09 | 1982-11-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ удалени жидкости с забо газовых скважин и устройство дл его осуществлени (варианты) |
| RU2042793C1 (ru) * | 1992-03-27 | 1995-08-27 | Акционерное общество Научно-внедренческого предприятия "Квант" | Способ предотвращения парафиновых отложений в нефтяных и газоконденсатных скважинах |
| RU2169752C2 (ru) * | 1995-10-03 | 2001-06-27 | Нор Индастриз, Инк. | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта |
| US6379612B1 (en) * | 1998-07-27 | 2002-04-30 | Champion Technologies, Inc. | Scale inhibitors |
| US6312644B1 (en) * | 1999-12-16 | 2001-11-06 | Nalco Chemical Company | Fluorescent monomers and polymers containing same for use in industrial water systems |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579388C2 (ru) * | 2010-08-03 | 2016-04-10 | Кемира Кемикалс Инк. | Композиции меченого ингибитора отложений и способы ингибирования отложений |
| RU2718591C2 (ru) * | 2015-05-13 | 2020-04-08 | Дау Глоубл Текнолоджиз Ллк | Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений |
| RU2657295C2 (ru) * | 2016-05-12 | 2018-06-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Установка и способ нейтрализации кислорода, растворенного в сточных водах |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2307233C2 (ru) | Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений | |
| US9902904B2 (en) | Tagged scale inhibiting polymer compositions and methods of inhibiting scale formation | |
| RU2579388C2 (ru) | Композиции меченого ингибитора отложений и способы ингибирования отложений | |
| WO2007017815A2 (en) | Scale inhibitors compatible with sandstone acidizing | |
| NO341276B1 (no) | Brønnbehandling | |
| US20220275126A1 (en) | Processs to obtain random terpolymers derived from itaconic acid, aconitic acid and/or its isomers, and alkenyl sulfonates and use of the product thereof | |
| WO2016203119A1 (fr) | Methode et solution de dosage d'inhibiteurs dans un fluide petrolier contenant de l'eau | |
| CN100538002C (zh) | 使用不同的水垢抑制剂使油田增产的方法 | |
| Talebi et al. | The effect of blending polymeric and phosphonate scale inhibitors on fluid/fluid and rock/fluid interactions: a comprehensive experimental and theoretical study | |
| US20240247182A1 (en) | Fracturing methods using tagged polymers | |
| CA3193015A1 (en) | Tagging agents, anti-scalant polymer compositions, and methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180626 |