NL8901987A - Vloeistof voor behandeling van een onderaardse bron ter produktieverbetering. - Google Patents
Vloeistof voor behandeling van een onderaardse bron ter produktieverbetering. Download PDFInfo
- Publication number
- NL8901987A NL8901987A NL8901987A NL8901987A NL8901987A NL 8901987 A NL8901987 A NL 8901987A NL 8901987 A NL8901987 A NL 8901987A NL 8901987 A NL8901987 A NL 8901987A NL 8901987 A NL8901987 A NL 8901987A
- Authority
- NL
- Netherlands
- Prior art keywords
- acid
- enhancer
- copper
- acidic
- injection medium
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 15
- 230000006872 improvement Effects 0.000 title description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 74
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 59
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 59
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 50
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 46
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 39
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 39
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 39
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims description 34
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 33
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 24
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 229910021591 Copper(I) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 14
- OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M copper(I) chloride Chemical compound [Cu]Cl OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 11
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 3
- XTVVROIMIGLXTD-UHFFFAOYSA-N copper(II) nitrate Chemical compound [Cu+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O XTVVROIMIGLXTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- OPQARKPSCNTWTJ-UHFFFAOYSA-L copper(ii) acetate Chemical compound [Cu+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O OPQARKPSCNTWTJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- HFDWIMBEIXDNQS-UHFFFAOYSA-L copper;diformate Chemical compound [Cu+2].[O-]C=O.[O-]C=O HFDWIMBEIXDNQS-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid group Chemical class S(O)(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 44
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 19
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 18
- -1 acetylene compound Chemical class 0.000 description 15
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 12
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 9
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 229910000734 martensite Inorganic materials 0.000 description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M Formate Chemical compound [O-]C=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 3
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006683 Mannich reaction Methods 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical group C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940111121 antirheumatic drug quinolines Drugs 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- RFKZUAOAYVHBOY-UHFFFAOYSA-M copper(1+);acetate Chemical compound [Cu+].CC([O-])=O RFKZUAOAYVHBOY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FSGSLHGEFPNBBN-UHFFFAOYSA-M copper(1+);formate Chemical compound [Cu+].[O-]C=O FSGSLHGEFPNBBN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- XVOMHXSMRIJNDW-UHFFFAOYSA-N copper(1+);nitrate Chemical compound [Cu+].[O-][N+]([O-])=O XVOMHXSMRIJNDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 2
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003248 quinolines Chemical class 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- QYLFHLNFIHBCPR-UHFFFAOYSA-N 1-ethynylcyclohexan-1-ol Chemical compound C#CC1(O)CCCCC1 QYLFHLNFIHBCPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YGGYJDYEHSUFQM-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhex-3-yn-1-ol Chemical compound CCC#CC(CC)CO YGGYJDYEHSUFQM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CEBKHWWANWSNTI-UHFFFAOYSA-N 2-methylbut-3-yn-2-ol Chemical compound CC(C)(O)C#C CEBKHWWANWSNTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 3,5-dimethylhex-1-yn-3-ol Chemical compound CC(C)CC(C)(O)C#C NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QUWLBWMSYXUGBM-UHFFFAOYSA-N 3-but-3-yn-2-ylsulfanylbut-1-yne Chemical compound C#CC(C)SC(C)C#C QUWLBWMSYXUGBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLKVVHDVBQATLG-UHFFFAOYSA-N 3-methyl-3-(2-methylbut-3-yn-2-ylsulfanyl)but-1-yne Chemical compound C#CC(C)(C)SC(C)(C)C#C ZLKVVHDVBQATLG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JQZGUQIEPRIDMR-UHFFFAOYSA-N 3-methylbut-1-yn-1-ol Chemical compound CC(C)C#CO JQZGUQIEPRIDMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MQSZOZMNAJHVML-UHFFFAOYSA-N 3-phenylbut-1-yn-1-ol Chemical compound OC#CC(C)C1=CC=CC=C1 MQSZOZMNAJHVML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XPTMJJIPRSWBDK-UHFFFAOYSA-N 3-prop-2-ynylsulfanylprop-1-yne Chemical compound C#CCSCC#C XPTMJJIPRSWBDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SDELNICMGLOBII-UHFFFAOYSA-N 5-methylhept-3-yne-2,2-diol Chemical compound CCC(C)C#CC(C)(O)O SDELNICMGLOBII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VNGIPIDSTXUWMO-UHFFFAOYSA-N 5-methylnon-3-yne-2,2-diol Chemical compound CCCCC(C)C#CC(C)(O)O VNGIPIDSTXUWMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BXPLCEVBLJAHLT-UHFFFAOYSA-N 6-ethyloct-4-yne-3,3-diol Chemical compound CCC(CC)C#CC(O)(O)CC BXPLCEVBLJAHLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001203 Alloy 20 Inorganic materials 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical class N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021595 Copper(I) iodide Inorganic materials 0.000 description 1
- VMQMZMRVKUZKQL-UHFFFAOYSA-N Cu+ Chemical compound [Cu+] VMQMZMRVKUZKQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000760 Hardened steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000010420 art technique Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000003542 behavioural effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- LSXDOTMGLUJQCM-UHFFFAOYSA-M copper(i) iodide Chemical compound I[Cu] LSXDOTMGLUJQCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003292 diminished effect Effects 0.000 description 1
- WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N dipropylamine Chemical compound CCCNCCC WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013007 heat curing Methods 0.000 description 1
- MLRKYSNODSLPAB-UHFFFAOYSA-N hex-1-yn-1-ol Chemical compound CCCCC#CO MLRKYSNODSLPAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QXLPXWSKPNOQLE-UHFFFAOYSA-N methylpentynol Chemical compound CCC(C)(O)C#C QXLPXWSKPNOQLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002238 methylpentynol Drugs 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- DIAIBWNEUYXDNL-UHFFFAOYSA-N n,n-dihexylhexan-1-amine Chemical compound CCCCCCN(CCCCCC)CCCCCC DIAIBWNEUYXDNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OOHAUGDGCWURIT-UHFFFAOYSA-N n,n-dipentylpentan-1-amine Chemical compound CCCCCN(CCCCC)CCCCC OOHAUGDGCWURIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000004881 precipitation hardening Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N prop-2-yn-1-ol Chemical compound OCC#C TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000006104 solid solution Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000001954 sterilising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 125000005270 trialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- YFTHZRPMJXBUME-UHFFFAOYSA-N tripropylamine Chemical compound CCCN(CCC)CCC YFTHZRPMJXBUME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S166/00—Wells
- Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
- Y10S507/934—Acidizing or formation destroying with inhibitor
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Description
Vloeistof voor behandeling van een onderaardse bron terproductieverbetering.
De onderhavige uitvinding is gericht op een inzuur oplosbaar kopermetaalzout versterkingsmiddel voorgebruik in een behandelingsvloeistof voor een onderaardsebron, waarbij de behandelingsvloeistof wordt ingebracht ini een hooggelegeerd stalen orgaan.
Tijdens de levensduur van een onderaardse olie- ofgasbron komt het vaak voor dat de produktiezone in de bronchemisch moet worden behandeld of "gestimuleerd" ter verbe¬tering van de economische produktielevensduur van de bron.
In vele gevallen is het gangbare praktijk om in de bron voorcontact met of injectie in de produktiezone een sterk zureoplossing in te brengen, die in het algemeen een pH heefttussen ongeveer 1 en 6,9. Wegens de zure natuur van een der¬gelijke behandelingsvloeistof kan worden verwacht dat deproduktie- (of reparatie)leiding die wordt gebruikt in debron in dergelijke toepassingen aanzienlijke zure corrosiezal ondervinden, die op zijn beurt putvorming in hetoppervlak, bros worden, verlies aan metaalcomponent, endergelijke kan veroorzaken.
In de vroege jaren van het produceren in onder¬aardse bronnen omvatten de grote meerderheid van produktieen reparatieleidingen die ofwel tijdelijk ofwel permanent inde bron werden gebruikt en waardoor een behandelings- ofstimulatievloeistof in de bron werd ingebracht, koolstof-stalen, zoals J-55, P-105, N-80 en dergelijke. Tegenwoordigechter, in de eerste plaats dankzij het boren en voltooienvan vele onderaardse bronnen door formaties die waterstof¬sulfide, koolstofdioxide, pekel en combinaties van deze be¬standdelen bevatten, worden de produktie- en reparatielei¬dingen voor gebruik in de bronnen gemaakt uit hooggele-geerde stalen* De hooggelegeerde stalen, zoals hieringebruikt, omvatten de roestvrije stalen, de stalen met eenhoog nikkelgehalte, en de stalen-bevattende legering 625 ofC-276 in bekledingsplaten, of dergelijke.
Roestvrije stalen, voor het eerst commercieel ont- wikkeld in de jaren rond 1920, verkrijgen hun corrosie-weerstand door het opnemen van een oppervlakte-oxidefilm ofgeadsorbeerde zuurstof, van ongeveer 1 tot 10 nm dik. Dezeroestvrije stalen kunnen worden geklassificeerd door hun! algemene structuur en eigenschappen als: (1) martensitisch ;(2) ferritisch? (3) austenitisch? (4) duplex; en (5) preci-pitatie geharde stalen.
Martensitische legeringsstalen zijn magnetisch enhardhaar door warmtehardingswerkwijzen. In omgevingen vani onderaardse bronnen kunnen ze worden gebruikt voor mildecorrosie en dienst bij hoge temperaturen. Typisch voor der¬gelijke martensitische legeringen is UNS S41000 (legering410), dat tussen ongeveer 11,5% en ongeveer 13,5% chroom,ongeveer 0,15% koolstof en geen nikkel bevat.
Ferritische legeringen komen overeen met marten¬sitische legeringen in het feit dat ze ook magnetisch zijn.Ferritische legeringen echter zijn niet hardbaar door warmte¬behandeling en hebben een corrosieweerstand tussen lege¬ringen 410 en 304. Ze zijn ook immuun voor chloride span-ningsscheuring en hebben een ductiele tot brosse overgangs-temperatuur die hun gebruik in omgevingen van onderaardseoliebronnen enigszins beperkt. Voorbeelden van dergelijkeferritische legeringen is UNS S44735, dat tussen ongeveer28,0 tot ongeveer 30,0% chroom, ongeveer 1% nikkel, vanongeveer 3,6 tot ongeveer 4% molybdeen en sporenhoeveelhedenkoper, stikstof, titanium en niobium bevat.
Austenitische roestvrije stalen zijn niet-magne¬tisch en hardbaar door koude bewerking, en, evenals ferriti¬sche legeringen, zijn ze niet hardbaar door warmtebehande¬ling. Typisch voor dergelijke roestvrije stalen is UNS S31603(legering 316L), dat tussen ongeveer 16 en 18% chroom, tussen10 en ongeveer 14% nikkel, met sporen koper en molybdeenbevat. Ook typisch voor dergelijke austenitische roestvrijestalen is UNS N08020 (legering 20); UNS N08825 (legering825); en UNS N08904 (legering 904L), die tussen ongeveer 19en ongeveer 23% chroom, tussen ongeveer 23 en ongeveer 45%nikkel, en tussen ongeveer 2 en ongeveer 5% molybdeen bevat,met kleine percentages koper te zamen met andere elementen.
Varianten van deze staalsoorten, zoals S31254, N08026 enN08925, die tot aan ongeveer 6% molybdeen bevatten, wordenook geklassificeerd als austenitische roestvrije stalen enhebben een hoge chlorideweerstand, en zijn in het bijzonderdoelmatig wanneer ze blootgesteld zijn aan en gebruiktworden in dergelijke omgevingen.
Duplex stalen combineren ferritische en austeni¬tische stalen en hebben 2 tot 3 maal de treksterkte vanaustenitische roestvrije stalen. Een roestvrij duplex staalfamilie is bestand tegen putvorming en scheurcorrosie enheeft significant betere CSCC weerstand, dan de roestvrijestaalprodukten van de 300 serie. Dergelijke stalen hebbeneen gunstige taaiheid en bewerkbaarheidseigenschappen meteen uitzettingscoëfficiënt dichter bij die van koolstof-staal, waardoor spanningsfactoren worden verminderd.Warmte-overdracht in dergelijke roestvrije stalen is onge¬veer 25% groter dan die in austenitische stalen.
Precipitatie-hardende roestvrije stalen hebben hunhoge sterkte te danken aan het neerslaan van een bestanddeeluit een oververzadigde vaste oplossing door een relatiefeenvoudige warmtebehandeling, maar ondergaan geen verliesaan weerstand in corrosie of bewerkbaarheid. Deze stalenkunnen een warmtebehandeling ondergaan. Typisch voor derge¬lijke stalen zijn UNS S17400 (17-4 PH) en UNS S15700 (PH15-7 Mo), dat tussen ongeveer 14 en ongeveer 16% chroom, 2tot 3% molybdeen, met tussen 6,5% en ongeveer 7,8 nikkelbevat.
Andere hooggelegeerde stalen omvatten die met eenhoog nikkelgehalte. Typisch voor dergelijke legeringen methoog nikkelgehalte zijn UNS N10276 (legering C-276); UNSN06625 (legering 625)? en UNS N06110, Deze legeringsmateria-len met hoog nikkelgehalte worden gebruikt voor het be¬reiden van buisvormige goederen voor ondergrondse bronnen,en andere componenten voor gebruik binnen ondergrondse bron¬nen, daar waar een dergelijk gebruik kan worden verwachtuiterst corrosieve omgevingen te ontmoeten. De legeringenzet hoog nikkelgehalte hebben een hoge tolerantie vooruiterst vijandige omgevingen en bevatten typisch ongeveer 60% nikkel, tussen ongeveer 15 en ongeveer 20% chroom, entussen ongeveer 9 en 16% molybdeen.
Het Amerikaanse octrooischrift 3.773.465 istypisch voor de stand van de techniek met betrekking tot5 behandeling van produktieleidingen van laaggelegeerd of N-80type staal met versterkte zure corrosie-inhibitorsamen-stellingen en beschrijft de behandeling van zulke leidingenmet koper(I)jodide.
In de onderhavige uitvinding werd gevonden dat) hooggelegeerde stalen, in tegenstelling tot laaggelegeer-de, doelmatig beschermd kunnen worden tegen de effecten vanzure corrosie door een in zuur oplosbaar kopermetaalzout alsversterker te gebruiken.
De onderhavige uitvinding verschaft een vloeistof> voor behandeling van een onderaardse bron voor produktie-verbetering in de bron door het inbrengen van de vloeistofdoor een hooggelegeerd stalen onderdeel geplaatst binnen debron. De vloeistof omvat een zuur injectiemedium en een zurecorrosie-inhibitor die versterkt is door het inbrengen in de) behandelingsvloeistof en het contact met het hooggelegeerdestalen onderdeel van een in zuur oplosbaar kopermetaalzoutals versterker, welke versterker bij voorkeur is gekozen uitde klasse bestaande uit koper(I)chloride, koperacetaat,koper(II)formiaat, en koper(II)nitraat,i De uitvinding omvat ook een werkwijze voor de be¬ handeling van een bron voor produktieverbetering binnen eenproduktiezone door inbrengen in het hooggelegeerde stalenonderdeel van een versterkte zure corrosie-inhibitorsamen-stelling voor contact met en werkzame corrosie-inhibitie-i behandeling van dat onderdeel.
De onderhavige uitvinding is ook gericht op eenwerkwijze voor het remmen van zure corrosie van een hoog¬gelegeerd stalen onderdeel geplaatst binnen een onderaardsebron door het hooggelegeerde stalen oppervlak in contact tebrengen met een werkzame zure corrosie-inhibiterende hoe¬veelheid van een samenstelling die een versterker bevat voorde corrosie-inhibitor die is afgezet op het hooggelegeerdestalen oppervlak voor werkzaam corrosie-inhibitiebehande- lingscontact met het oppervlak.
De vloeistof die in aanmerking komt voor gebruikin de onderhavige uitvinding voor behandeling van een onder¬aardse bron ter produktieverbetering zal op waterbasis zijn:d.w.z. zal gevormd zijn door toepassing van op de bereidings-plaats beschikbaar zeewater, een pekel, kraanwater, of eendergelijke vloeistof. De hoeveelheid van de voor de behande¬ling gebruikte vloeistof zal natuurlijk variëren van brontot bron, en zal gebaseerd zijn op de speciale ter hand ge¬nomen toepassing, en de hoeveelheid ervan is niet in hetbijzonder kritisch voor de onderhavige uitvinding.
Het hooggelegeerde stalen onderdeel dat ingebrachtwordt in de bron, kan worden verschaft hetzij in de vorm vaneen sectie, hetzij in de vorm van een streng van reparatie-buizen, of kan permanent zijn ingeplaatst in de produktie-buizen. Het kan ook, in tegenstelling tot buizen op zich,elk hooggelegeerd stalen oppervlak zijn of omvatten, zoalsde voering van pompen voor onder in het gat, gasseparatoren,pakkerdoorns, buishangers, veiligheidskleppen, zijzakdoorns,draadlijngereedschappen en dergelijke. In ieder geval wordtmet de zinsnede "hooggelegeerd stalen leiding" bedoeld inhet algemeen alle buisvormige goederen of metalen oppervlak¬ken van apparatuur voor onderin het gat uit roestvrij staalof staal met hoog nikkelgehalte als hierboven beschreven.
Bij voorkeur worden dergelijke hooggelegeerd stalen onder¬delen verschaft in de vorm van 2205 staal, dat in het alge¬meen ongeveer 22 gew.% chroom en ongeveer 5 gew.% nikkelbevat, met de rest van de materialen variërend afhankelijkvan de bron van de leiding of het oppervlak van het onder¬deel. Alternatief kunnen hooggelegeerd stalen leidingen ookworden gevormd uit buisverbindingen met ongeveer 13 gew.%chroom. Deze buizen worden normaal verschaft in secties van10 - 20 m of "verbindingsstukken", die met schroefdraad aanelkaar bevestigd worden en in de bron ingebracht teneindeeen streng te vormen van een buisvormige leiding die metzijn ondereind onmiddellijk in een produktiezone is ge¬plaatst, of een locatie, in de te behandelen bron.
Wanneer deze buizen worden verschaft in de vorm van een werkstreng kunnen ze uit de bron worden teruggewonnen.Wanneer de buizen produktiebuizen zijn zullen ze op hunplaats worden gecementeerd te eniger tijd gedurende hetbegin van de levensduur van de bron, en voor de behandelingvan de onderaardse bronzone. Wanneer het staal wordtgebruikt in apparatuur beneden in het brongat met eenniet-leidingaard, kan het permanent geplaatst zijn, of kanhet worden teruggewonnen.
De behandelingsvloeistof heeft als primair toevoeg¬sel een zuur injectiemedium, dat elk verenigbaar sterk zuurkan zijn, zoals waterstofchloride, waterstoffluoride, azijn¬zuur en mengsels daarvan.
De behandelingsvloeistof beoogt ook opname van eenzure corrosie-inhibitor, die typisch zal worden verschaft inbehandelingsconcentraties van tussen ongeveer 1000 dpm geba¬seerd op het gewicht van de gehele behandelingsvloeistof,tot ongeveer 60.000 dpm van een dergelijk gewicht. Natuur¬lijk zal het behandelingsniveau van de zure corrosie-inhibi¬tor wisselen afhankelijk van de bepaalde fysische kenmerkenvan de bron, de hooggelegeerd stalen leiding, de temperatuuren drukomstandigheden, het gekozen zure injectiemedium, endergelijke.
De zuurcorrosie-inhibitor, die gecombineerd moetworden met het zure injectiemedium en de versterker kunnenelke acetyleenverbinding zijn, een stikstofverbinding of eenmengsel daarvan, zoals de deskundige algemeen bekend is.Bijvoorbeeld worden zuurcorrosie-inhibitoren gemaakt en be¬schreven in de Amerikaanse octrooischriften 3.514.410,*3.404.094; 3.107.221; 2.993.863; en 3.382.179, welke kunnenworden gebruikt overeenkomstig de onderhavige uitvinding.
Voorbeelden van acetyleenverbindingen, diegebruikt kunnen worden, zijn hexynol, dimethylhexynol,diethylhexyndiol, dimethylhexyndiol, dimethyloctyndiol,methylbutynol, methylpentynol, ethynylcyclohexynol,2-ethylhexynol, fenylbutynol, en ditertiairacetyleenglycol.
Andere acetyleenverbindingen die gebruikt kunnenworden overeenkomstig de onderhavige uitvinding zijn bijvoor¬beeld butyndiol, 1-ethynylcyclohexanol, 3-methyl-l-nonyn- 3-01, 2-methyl-3-butyn-2-ol, ook l-propyn-3-ol, l-butyn-3-ol, l-pentyn-3-ol, l-heptyn-3-ol, l-octyn-3-ol, l-nonyn-3-ol, l-decyn-3-ol, 1-(2,4,6-trimethyl-3-cyclohexeny1) -3 -propyn-l-ol, en in het algemeen acetyleenverbindingen met deί algemene formule
waarin R^ is -H, -OH, of een alkylradicaal; R2 is -H, of eenalkyl, fenyl, gesubstitueerd fenyl of hydroxy-alkylradicaal;en R3 is -H of een alkyl, fenyl, gesubstitueerd fenyl ofhydroxy-alkylradicaal.
Acetyleensulfiden met de algemene formuleHC=C-R-S-R-C=fCH
kunnen ook worden gebruikt in de onderhavige uitvinding inde plaats van acetyleenalcoholen. Voorbeelden hiervan zijndipropargylsulfide, bis (l-methyl-2-propynyl)sulfide en bis(2-ethynyl-2-propyl)sulfide.
De stikstof of ammoniakverbindingen, die kunnenworden gebruikt in overeenstemming met de onderhavige uit¬vinding zijn die aminen zoals mono, di- en trialkylaminen enquaternaire aminen met van 1-24 koolstofatomen in elkealkylgroep zowel als de 6-atomige heterocyclische aminen,bijvoorbeeld, alkylpyridinen, ruwe chinolinen en mengselsdaarvan. Dit omvat aminen zoals ethylamine, diethylamine,triethylamine, propylamine, dipropylamine, tripropylamine,mono, di- en tripentylamine, mono, di- en trihexylamine enisomeren van deze verbindingen zoals isopropylamine, teriair-butylamine, enz. Dit omvat ook alkylpyridinen met 1-5 kern-alkylsubstituenten per pyridinegroep, welke alkylsubsti-tuenten 1-12 koolstofatomen hebben en bij voorkeur die meteen gemiddelde van 6 koolstofatomen per pyridinegroep, zo¬als een mengsel van hoog-kokende teritiair-stikstof-hetero-cyclische verbindingen, zoals HAP (hoogalkylpyridinen),
Reilly 10-20 base en alkylpyridinen HB. Andere stikstofver¬bindingen omvatten de ruwe chinolinen met een verscheiden¬heid van substituenten.
De inhibitor kan ook een aantal andere bestand¬delen bevatten, zoals nonylfenoladducten en talkamine-adducten, tallolie-adducten, als oppervlakte-actieve stof¬fen. Olie-bevochtigende componenten kunnen ook aanwezig zijnzoals zware aromatische oplosmiddelen.
De derde component van de behandelingsvloeistofvan de onderhavige uitvinding is een versterker voor de zuur-corrosie-inhibitor. De versterker kan worden toegevoegd aande behandelingsvloeistof onafhankelijk en gescheiden van dezuurcorrosie-inhibitor. Alternatief kan de versterker eencomponentdeel zijn van de zuurcorrosie-inhibitor. In beidengevallen wordt de versterker verschaft met het doel decorrosie-inhibiterende effecten van de zuurcorrosie-inhibitorte ondersteunen, te helpen en te versterken.
Hoewel niet geheel begrepen, wordt aangenomen datde aanwezigheid van de versterker in de behandelingsvloeistofde zuurcorrosie-inhibitor zal doen inwerken op de hoge lege-ringsstaalleiding juist alsof deze in wezen uit ijzer bestaaten een elektrochemische aantrekking zal mogelijk maken vanhet koperion op het oppervlak van de hooggelegeerde stalenleiding teneinde een fijne film te verschaffen of een grens¬laag ter voorkoming van metallische corrosie en putvorming.
Opgemerkt werd dat de effecten van de opname vande versterker gemaskeerd of verminderd kunnen zijn wanneersommige inhibitorbehandelsniveau's worden verhoogd. Echterzullen onder de meeste omstandigheden de versterkers ingebruik de corrosie-inhibiterende eigenschappen van deinhibitor vergroten.
De voor gebruik in de onderhavige uitvinding be¬oogde versterker is elk willekeurig zuur-oplosbaar koper-metaalzout, en bij voorkeur een lid gekozen uit de klassebestaande uit koper(I)chloride, koper(I)acetaat, koper(I)-formiaat en koper(I)nitraat. In het algemeen gesproken wordtde voorkeur gegeven aan het gebruik van koper(I)chloride,hoewel de gekozen versterker zal afhangen van de bepaalde ter hand genomen toepassing, de gebruikte hoog-gelegeerd stalen leiding, de temperatuur en de drukfactoren,de bepaalde gekozen zuurcorrosie-inhibitor, het gebruiktezuur, en het water dat is gebruikt voor de behandelings-vloeistof. De deskundigen zullen in staat zijn om de besteversterker uit te kiezen voor de bijzondere toepassing dieter hand genomen is door technieken van proeven vooraf alsgebruikt in de onderstaande uitvoeringsvoorbeelden. Opnieuwzal de hoeveelheid versterker, opgenomen in het zure injec-tiemedium, met de zure corrosie-inhibitor variëren, afhan¬kelijk van de variabelen die hierboven zijn beschreven, dochzal typisch niet minder zijn dan ongeveer 0,116 kg/1000 1zuurinjectiemedium en niet meer dan ongeveer 116 kg/1000 1zuur injectiemedium.
De volgende uitvoeringsvoorbeelden illustreren deonderhavige uitvinding verder.
VOORBEELD I
Aan proefcoupons van chroom 13 en 2205 duplex-stalen werden in een gesimuleerde behandeling corrosie-snelheid en oppervlakte-putvormingproeven uitgevoerd met eenvloeistof-omvattende water dat waterstofchloridezuur be¬vatte, met als zure injectiemedium verschaft in de vorm van15% chloorwaterstofzuur. Aan de behandelingsvloeistof methet erin aangebrachte zure injectiemedium werd 10 1 per1000 1 vloeistof toegevoegd van de uitgekozen, in de handelverkrijgbare inhibitoren, "A t/m G". De algemene samen¬stelling van dergelijke monsterinhibitoren kunnen in hetalgemeen worden beschreven als volgt:
Inhibitor Algemene beschrijving A hetrocyclisch mannichreactieprodukt B heterocylisch quanternair zelf versterkt C heterocyclisch quaternair zelf versterkt D heterocyclisch quaternair zelf versterkt E heterocyclisch quaternair zelf versterkt F heterocyclisch mannichreactieprodukt G heterocyclisch quaternair zelf versterkt
Na introductie van de gekozen inhibitor voor deaehandelingsvloeistof werden de monsters verdeeld waarbij elke eerst wordt behandeld met koper(I)chloride als verster¬ker in een hoeveelheid van 5,8 kg/1000 1 van het zure injec-tiemedium. Een tweede monster werd ook bereid met elk van derespectievelijke inhibitoren MA t/m GM en de hoeveelheid van> de versterker werd verhoogd tot 11,7 kg/1000 1 van het zureinjectiemedium. De gesimuleerde behandelingsvloeistof met derespectievelijke zure corrosie-inhibitor en versterkertoe-voegingen werd dan geplaatst in hoge temperatuur/hoge druk-corrosieproefcellen, waaraan de testcoupons van het chroom) 13 staal (slechts in het monster dat 5,8 kg/1000 1 van deinhibitor) en een coupon van het 2205 duplexstaal (inslechts het proefmonster dat 11,6 kg/1000 1 inhibitor bevat¬te). De coupons liet men 6 uur lang verblijven in de ge¬simuleerde behandelingsvloeistof bij 121eC en 345 bar druk.i Daarna werden de coupons uit de testcellen verwijderd, ge¬neutraliseerd, gewassen en gewogen voor gewichtsverlies,beschreven in kg/m2. Natuurlijk is de corrosie-inhibitoreffectiever en is de versterker beter in het voorkomen vancorrosie hoe lager het gewichtsverlies is.i Omdat het gewichtsverlies niet het enige test- criterium is voor het bepalen van het vermogen van een ge¬geven corrosie-inhibitor om bevredigend te werken bij debescherming van een metaaloppervlak, werden de coupons ookgetest en de waarde ervan bepaald voor mogelijke putvormingveroorzaakt door blootstellen aan de zure omgeving van degesimuleerde behandelingsvloeistof. Nadat de coupons werdenverwijderd uit de respectievelijke testcel, werd het vormenvan putten visueel waargenomen onder gebruikmaking van eenschaal van 10 punten, waarbij 9 het meest onbevredigenderesultaat is, dat extreme putvorming aangeeft en/of dela-minering. Een kengetal van 0 met betrekking tot putvormingwerd gebruikt indien de coupon, bij vergelijking met eenniet-geteste coupon, ongeveer hetzelfde eruitzag als de on¬geteste coupon. Wanneer een kengetal van 9 werd gevonden openige coupon, had er putvorming en/of delaminering plaats¬gevonden over tenminste 50% van het oppervlak van de coupon.
In deze proef werd een behandelingsvloeistofbereid, die de versterker van de onderhavige uitvinding niet bevatte, welke hieronder in de tabel "blanco" is genoemd. Deresultaten van deze proef gaven aan dat alle behandelings-vloeistoffen die de versterker volgens de onderhavige uit¬vinding bevatten, bevredigend waren bij het verhogen van decorrosie-inhibitie-eigenschappen van de gekozen zure corro-sie-inhibitor. De resultaten van deze proef worden hieronderin de tabel uiteengezet.
TABEL I
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor heid^·_ versterker2 verl.3 getal verl. getal A 10 blanco 1,36 9 4,93 9 10 5,8 0,21 6 10 11,6 0,98 9 B 10 blanco 0,29 9 1,67 9 10 9,8 0,06 0 10 11,6 0,21 9 C 10 blanco 0,14 2 0,19 9 10 5,8 0,06 0 10 11,6 0,12 8 D 10 blanco 0,53 9 1,40 9 10 5,8 0,08 1 10 11,6 0,34 9 E 10 blanco 0,02 0 0,07 3 10 5,8 0,01 0 10 11,6 0,04 1 F 10 blanco 1,03 9 5,08 9 10 5,8 0,13 3 10 11,6 0,53 9 G 10 blanco 1,57 9 4,70 9 10 5,8 0,10 1 10 11,6 0,43 9 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD II
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerd als in Voorbeeld I voor het doel concentratieniveau's te evalueren van twee uitgekozen zure corrosie-inhibitortoevoeg-sels. Inhibitor A, die in deze proef wordt gebruikt, kan inhet algemeen worden beschreven als een heterocyclisch quater-nair amine, terwijl inhibitor B in het algemeen kan worden5 beschreven als een heterocyclisch quaternair amine, dat zelfversterkt is. Inhibitor A werd beproefd bij hoeveelheden van20 en 30 1/1000 1 behandelingsvloeistof met hoeveelhedenkoper(I)chloride als de versterker van 0 ("blanco") tot aan69,6 kg/1000 1 van het zure injectiemedium. Het geteste duplexD staal was 2205 staal. Inhibitor B werd onderzocht in hoeveel¬heden van 10 1/1000 1 tot 30 1/1000 1 behandelingsvloeistofzonder koper(I)chloride versterker, evenals met behande-lingsniveau's van 23,2 en 46,4 kg/1000 1 van het zure injec¬tiemedium. De resultaten van deze proef geven aan dat de5 opname van de versterker volgens de onderhavige uitvinding inde inhibitoren in de gesimuleerde proef-behandelingsvloeistofeen dramatische vermindering vertoonden in gewichtsverliesvan de behandelde coupon en geen putvorming met betrekkingtot de behandelingsniveau's van de versterker gebruikt in) samenwerking met inhibitor B. Er werd echter enige putvormingopgemerkt met de versterker die werd gebruikt in samenwerkingmet inhibitor A, maar het totale gedragsniveau was bevre¬digend. De resultaten van deze proef worden uiteengezet inhet onderstaande voorbeeld.
TABEL II
_analyse_ chroom 13 hoeveel- hoeveelheid
Inhibitor heid1_ versterker2· qew.verl.3 kengetal A 30 blanco 1,02 9 30 11,6 0,40 9 30 23,2 0,30 9 30 34,8 0,16 9 30 46,4 0,10 8 30 58,0 0,11 7 30 69,6 0,07 5 20 23,2 0,30 9 20 46,4 0,18 9 20 69,6 0,09 7 B 30 blanco 0,11 10 23,2 0,03 0 20 23,2 0,02 0 30 23,2 0,02 0 10 46,4 0,03 0 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD III
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in Voorbeeld I. De zure corrosie-inhibitor werd geïden¬tificeerd als inhibitor ME" in Voorbeeld I. Het behandelings-niveau werd gevarieerd van 10 1/1000 1 behandelingsvloeistoftot 4 1/1000 1 van de behandelingsvloeistof. De versterkergebruikt in de proef was koper(I)chloride in behandelings-niveau's lopende van 5,8 kg/1000 1 van de inhibitor tot 17,4kg/1000 1 van de inhibitor. De hooggelegeerde stalen diewerden beproefd waren chroom 13 en 2205 staal-coupons. Deresultaten van deze proef worden hieronder uiteengezet.
TABEL III
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor heid1_ versterker2 verl.3 getal verl. getal E 10 5,8 0,05 2 i 8 5,8 0,01 0 0,06 2 6 5,8 0,01 0 0,09 6 4 5,8 0,02 0 0,14 9 10 11,6 0,03 1 8 11,6 0,03 1 6 11,6 0,03 2 4 11,6 0,05 6 10 17,4 0,03 0 8 17,4 0,03 0 6 17,4 0,03 0 4 17,4 0,05 2 4 blanco 0,05 0 3,31 9 6 blanco 0,03 0 0,24 8 8 blanco 0,02 0 0,10 4 10 blanco 0,02 0 0,07 3 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD IV
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in Voorbeeld i hierboven, waarbij de inhibitor diegene isdie in Voorbeeld I is geïdentificeerd als inhibitor "E", enwaarbij de versterker koper(I)chloride is, ingebracht in debehandelingsvloeistof in niveau's variërend van 11,6 kg/10001 van de behandelingsvloeistof tot 69,6 kg/1000 1 van de be¬handel ingsvloeistof . De proeftemperatuur werd verhoogd van121°C uit het voorgaande voorbeeld tot 149°C. De gebruiktecoupon was 2205 duplex-staal. De resultaten van deze proefgeven aan dat versterking van de zuurcorrosie-inhibitor werd verkregen bij alle behandelingsniveau's van de versterker. Deresultaten van deze proef worden uiteengezet in onderstaandeTabel IV.
TABEL IV
_analyse_ 2205 staal
Inhibitor hoeveelheid hoeveelheid1 versterker! qew.verl.3 kengetal 10 11,6 2,43 9 10 17,4 0,45 9 10 23,2 0,34 9 10 69,6 0,32 9 15 23,2 0,27 9 15 46,4 0,12 9 15 69,6 0,08 9 20 23,2 0,19 9 20 46,4 0,08 9 20 69,6 0,06 5 25 23,2 0,15 9 25 46,4 0,08 9 25 69,6 0,05 5 30 23,2 0,13 9 30 34,8 0,10 9 30 46,4 0,07 9 30 58,0 0,07 7 30 69,6 0,05 5 10 blanco 5,00 9 20 blanco 0,43 9 30 blanco 0,38 9 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure inj ectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD V
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in de bovenstaande Voorbeelden I en IV. De inhibitor wasdie welke gebruikt werd in Voorbeeld IV, met de behandelings- niveau's variërend voor de inhibitor en de versterker alsaangegeven in de onderstaande tabel. Het hooggelegeerde staaldat onderzocht werd was chroom 13 staal. De resultaten vandeze proef geven een gunstige corrosie-inhibitie en niet-put-5 vormende eigenschappen voor het gebruik van de versterker vande onderhavige uitvinding bij alle behandelingsniveau's.
De resultaten van deze proef worden uiteengezet inTabel V hieronder.
TABEL V
) _analyse_ chroom 13staal i hoeveel- hoeveelheid
Inhibitor heid1_ versterker2 crew, ver 1.3 kengetal E 10 11,6 0,66 6 10 58,0 1,68 8 i 20 5,8 1,13 7 20 11,6 0,79 7 20 23,2 0,07 1 20 34,8 0,07 0 20 46,4 0,08 1 20 58,0 0,07 1 10 blanco 1,18 9 20 blanco 0,50 7 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD VI
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in de voorgaande voorbeelden, waarbij inhibitor "E" gede¬finieerd in Voorbeeld I werd gebruikt bij variërende niveau'saangegeven in de onderstaande tabel. De versterker was koper-(I)chloride, gebruikt in behandelingsniveau's als aangegevenin de onderstaande tabel, De testduur werd verhoogd van 6 uurals in de voorgaande voorbeelden, tot 24 uur. De coupons die werden getest waren afgeleid van chroom 13 en 2205 duplex-stalen. De resultaten van deze proef gaven aan dat bij dezetoegenomen tijd, hoewel putvorming optrad zoals verwacht opsommige van de coupons, een bevredigende corrosie-inhibitie-versterlcing werd verkregen door toepassing van de versterkervan de onderhavige uitvinding. De resultaten worden aangege¬ven in Tabel VI hieronder.
TABEL VI
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor heid1_ versterker2 ver!.3 getal verl. getal A 10 11,6 0,33 9 10 23,2 2,37 9 0,20 9 10 34,8 0,61 9 0,17 9 10 46,4 0,16 9 10 58,0 0,16 9 15 23,2 0,05 0 20 23,2 0,04 0 0,12 9 20 34,8 0,03 0 0,08 5 20 46,4 0,02 0 0,07 5 20 58,0 0,06 3 20 69,6 0,06 2 30 34,8 0,06 2 30 46,4 0,06 2 30 58,0 0,05 1 30 69,6 0,05 1 10 blanco 1,70 9 0,76 9 20 blanco 0,17 3 0,35 9 30 blanco 0,06 1 0,23 9 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 3 kg/m2
VOORBEELD VII
Eén van de extra unieke kenmerken van de onderhavige uitvinding is de verenigbaarheid van de versterker met miere- zuur, dat zelf vaak als versterker wordt gebruikt. Dienover¬eenkomstig werden proeven uitgevoerd als in de voorgaandevoorbeelden gedurende 6 uur bij 121eC, 345 bar, onder toe¬passing van 28% chloorwaterstofzuur en met coupons gemaakt5 van chroom 13 en 2205 duplex-stalen. De in dit voorbeeld ge¬bruikte inhibitor was de inhibitor geïdentificeerd alsinhibitor "E" in Voorbeeld I. De versterker was koper(I)-chloride, gebruikt in behandelingsniveau's variërend van 11,6tot 34,8 kg/1000 1 inhibitor. De versterker van de onder-D havige uitvinding werd vergeleken tegen monsters die 34,8kg/1000 1 van de zure injectievloeistof bevatte en tegenmonsters die geen mierezuur bevatten. De resultaten van dezeproef worden uiteengezet in de onderstaande Tabel.
TABEL VII
____analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveelheid miere- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor E1 zuur versterker2 verl.3 getal verl. getal ) 10 30 11,6 0,11 0 2,04 6 10 11,6 1,70 8 3,04 7 20 30 23,2 0,12 0 0,92 5 20 23,2 0,37 5 1,00 5 > 30 30 34,8 0,08 0 0,55 2 30 34,8 0,08 1 0,38 4 1 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 2 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium) 3 kg/m2
VOORBEELD VIII
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in bovenstaand Voorbeeld I, met dien verstande dat deconcentratie van het chloorwaterstofzuur dat gebruikt werd ini de behandelingsvloeistof was verhoogd tot 28%. De in dezeproef gebruikte inhibitor is dezelfde als in Voorbeeld I engeïdentificeerd als in inhibitor "E". De inhibitor werd ge¬bruikt in hoeveelheden variërend van 20 tot 30 1/1000 1 behan-delingsvloeistof. De versterker was koper(I)chloride in een hoeveelheid liggend tussen 46,4 en 81,2 kg/1000 1 inhibitor.De resultaten van deze proef worden hieronder aangegeven.
TABEL VIII
i _analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor1 heid2_ versterker3 verl.4 getal verl. getal A 20 46,4 0,15 3 0,56 3 20 58,0 0,08 1 0,50 3 20 69,6 0,09 1 0,71 3 20 81,2 0,05 1 0,54 3 30 46,4 0,06 1 0,46 3 30 58,0 0,06 1 0,60 3 30 69,6 0,06 1 30 81,2 0,37 3 1 een blanco werd niet getest ten gevolge van katastrofalecorrosie-effecten op de testapparatuur 2 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 3 kg/1000 1 van het zure injectiemedium 4 kg/m2
VOORBEELD IX
In het onderhavige voorbeeld werden proeven ver¬richt en resultaten geëvalueerd als in Voorbeeld I, maar hetgebruikte percentage chloorwaterstofzuur werd verhoogd tot28% en de hoeveelheid koper(I)chlorideversterker die onder¬zocht werd varieerde van 46,4 kg/1000 1 zuur injectiemediumtot 81,2 kg/1000 1 zuur injectiemedium. De gebruikte verster¬ker was als geïdentificeerd in Voorbeeld I als nEn. In deproef werden chroom 13 en 2205 staalcoupons gebruikt. De re¬sultaten van deze proef worden hieronder uiteengezet en gevenzeer gunstige corrosie-inhibitieversterking en verminderdeputvorming door gebruik van de versterker opgenomen in deonderhavige uitvinding.
TABEL IX
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew, ken- 5 inhibitor1 heid2_ versterker3 verl.4 getal verl. getal A 40 46,4 0,06 1 0,37 1 40 58,0 0,06 1 0,18 1 40 69,6 0,04 1 0,22 1 0 40 81,2 0,03 0 0,31 2 60 46,4 0,05 0 0,17 1 60 58,0 0,05 0 0,14 1 60 69,6 0,04 0 60 81,2 0,17 1 1 een blanco werd niet getest tengevolge van katastrofalecorrosie-effecten op de testapparatuur 2 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 3 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium3 4 kg/m2
VOORBEELD X
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in Voorbeeld VIII, maar gedurende 4 uren, bij 12l°C, 345bar in 28% chloorwaterstofzuur, met een gebruikte inhibitor-> traject dat verhoogd was en liep van 40 tot 60 1/1000 1 vanhet zure injectiemedium. De resultaten van deze proef wordenuiteengezet in de onderstaande Tabel.
TABEL X
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveel- hoeveelheid gew. ken- gew. ken-
Inhibitor1 heid2_ versterker3 verl.4 getal verl. getal A 20 46,4 0,08 2 20 58,0 0,07 2 0,30 1 20 69,6 0,04 1 0,27 1 30 46,4 0,04 0 30 58,0 0,04 0 0,17 1 30 69,6 0,03 0 0,22 1 40 58,0 0,03 0 0,19 1 40 69,6 0,11 0 50 58,0 0,12 0 1 een blanco werd niet getest tengevolge van katastrofalecorrosie-effecten op de testapparatuur 2 liters per 1000 1 behandelingsvloeistof 3 kg per 1000 1 van het zure injectiemedium 4 kg/m2
VOORBEELD XI
Proeven werden uitgevoerd en resultaten geëvalueerdals in Voorbeeld I. De druk waarbij deze proef werd uitgevoerdwerd echter verminderd van 345 bar tot 276 bar. De zurecorrosie-inhibitor is een in de handel beschikbare inhibitorgeïdentificeerd als CRONOX® 265. vervaardigd en verkocht doorBaker Performance Chemicals, Ine., Houston, Texas en in hetalgemeen beschreven als een heterocyclisch quaternair amine.Deze zure corrosie-inhibitor werd beproefd met 30 1/1000 1van de behandelingsvloeistof. De versterkers gebruikt in dezeproef waren koper(I)chloride, koper(I)acetaat, koper(I)-formiaat, en koper(I)nitraat. Het behandelingsniveau van deversterker varieerde van 11,6 tot 69,6 kg/1000 1 van de be¬proefde zure corrosie-inhibitor. De resultaten van deze proefvorden aangegeven in de onderstaande Tabel.
®Handelsmerk van Baker Performance Chemicals, Ine.
TABEL XI
_analyse_ chroom 13 2205 staal hoeveelheid hoeveel-
Cronox 2651 versterker heid2_ qew.verl.3 gewvverl.
30 0,85 1,02 30 Cu2Cl2 11,6 0,06 0,40 30 Cu2Cl2 23,2 0,03 0,30 30 CU2C12 34,8 0,03 0,16 30 Cu2Cl2 46,4 0,02 0,10 30 Cu2Cl2 58,0 0,02 0,11 30 Cu2Cl2 69,6 0,00 0,07 20 Cu2Cl2 23,2 0,05 0,30 20 CU2C12 46,4 0,05 0,18 20 Cu2Cl2 69,6 0,01 0,09 10 CU2C12 23,2 0,05 10 CU2C12 46,4 0,05 10 CU2C12 69,6 0,01 30 Cu(acetaat)2 23,2 0,08 0,30 30 Cu(acetaat)2 46,4 0,04 0,19 30 Cu(acetaat)2 69,6 0,03 0,11 30 Cu(formiaat)2 23,2 0,06 0,29 30 Cu(formiaat)2 46,4 0,04 0,11 30 Cu(formiaat)2 69,6 0,03 0,10 30 Cu(N03)2 23,2 0,06 0,20 30 Cu(N03)2 46,4 0,06 0,39 30 Cu(N03)2 69,6 0,07 0,25
Hoewel de uitvinding is beschreven aan de hand vande specifieke uitvoeringsvormen die in detail zijn besproken,moet worden opgemerkt dat dit slechts ter illustratie is endat de uitvinding niet noodzakelijk daartoe is beperkt, aange¬zien alternatieve uitvoeringsvormen en bedrijfstechnieken dedeskundige duidelijk zullen zijn bij het in beschouwing nemenvan de beschrijving. Dienovereenkomstig worden modificatiesbeoogd, die kunnen worden gemaakt zonder de geest van de be¬schreven uitvinding te verlaten.
Claims (13)
1. Werkwijze voor het beschermen van een hooggele-geerd stalen oppervlak geplaatst binnen een onderaardse brontegen zure corrosie, met het kenmerk, dat dezede stappen omvat van: (1) het inbrengen in de bron door het genoemdehooggelegeerde stalen oppervlak van een vloeistof voor be¬handeling van een onderaardse bron ter vergroting van de pro-duktie binnen de bron omvattende een zuur injectiemedium, eneen zure corrosie-inhibitor, en een versterker voor afzettingop en doelmatig behandelingscontact met dit hooggelegeerdeoppervlak omvattende een in zuur oplosbaar kopermetaalzout; en (2) het vormen van een fijne film op het genoem¬de hooggelegeerde stalen oppervlak waardoor de vloeistofwordt ingebracht in de bron door het in contact brengen vanhet oppervlak met de genoemde zure corrosie-inhibitor in eenhoeveelheid van tussen ongeveer 0,01 en ongeveer 6% van ge¬noemd zuur injectiemedium en genoemde versterker in eenhoeveelheid van tussen ongeveer 0,001% en ongeveer 1% vangenoemd zuur injectiemedium, teneinde daardoor een elektro¬chemische aantrekking te verschaffen van het koperion van degenoemde versterker binnen deze film op het hooggelegeerdestalen oppervlak.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, m e t hetkenmerk , dat deze versterker wordt ingebracht in dezebehandelingsvloeistof als een component in deze zure corrosie-inhibitor.
3. Werkwijze volgens conclusie 1, met hetkenmerk , dat deze versterker wordt ingebracht in dezevloeistof onafhankelijk van deze zure corrosie-inhibitor.
4. Werkwijze volgens conclusies 1-3, met hetkenmerk , dat het zure injectiemedium omvat tussenongeveer 1% en ongeveer 99% van deze vloeistof; terwijl degenoemde zure corrosie-inhibitor tussen ongeveer 0,01% enongeveer 6% van het zure injectiemedium bevat; en deze ver¬sterker wordt ingebracht in deze vloeistof in een hoeveelheidvan tussen ongeveer 0,001% en ongeveer 1% van het genoemde zure injectiemedium.
5. Werkwijze volgens conclusies 1-4, met hetkenmerk, dat het zure injectiemedium omvat een lid ge¬kozen uit de groep bestaande uit chloorwaterstofzuur, azijn- 5 zuur, fluorwaterstofzuur en mengsels daarvan.
6. Werkwijze volgens conclusies 1-5, met hetkenmerk , dat het hooggelegeerde stalen oppervlak omvatongeveer 22 gew.% chroom en ongeveer 5 gew.% nikkel.
7. Werkwijze volgens conclusies 1-6, met het ^kenmerk, dat het hooggelegeerde stalen oppervlak omvat ongeveer 13 gew.% chroom.
8. Werkwijze volgens conclusies 1-7, met hetkenmerk, dat het in zuur oplosbare kopermetaalzout isgekozen uit de klasse bestaande uit koper(I)chloride, koper- 5 acetaat, koper(II)formiaat en koper(II)nitraat.
9. Werkwijze voor het behandelen van een onderaardsebron ter verhoging van de produktie binnen de bron, ge¬kenmerkt door de stappen van: (1) het inbrengen en binnen deze bron plaatsen ) van een hooggelegeerd stalen oppervlak dat is bloot te stel¬len aan een behandelingsvloeistof daardoor; (2) het inbrengen in deze bron van een behande¬lingsvloeistof omvattende een zuur injectiemedium, een zurecorrosie-inhibitor en een versterker, welke versterker een in > zuur oplosbaar kopermetaalzout omvat; (3) het vormen van een fijne film op genoemdhooggelegeerd stalen oppervlak, waardoor deze vloeistof indeze bron wordt ingevoerd door het in contact brengen van datoppervlak met die zure corrosie-inhibitor in een hoeveelheid ) van tussen ongeveer 0,01% en ongeveer 6% van het zure injec¬tiemedium en genoemde versterker in een hoeveelheid van tus¬sen ongeveer 0,001% en ongeveer 1% van het genoemde zure in¬jectiemedium, teneinde daardoor een elektrochemische aantrek¬king te verschaffen van het koperion van deze versterker met i deze film op het hooggelegeerde stalen oppervlak; en (4) het circuleren van deze vloeistof in dezebron voor contact met tenminste een produktiezone binnen dezebron.
10. Werkwijze volgens conclusie 9, met hetkenmerk , dat het zure injectiemedium een lid is ge¬kozen uit de klasse bestaande uit chloorwaterstofzuur,azijnzuur, fluorwaterstofzuur en zwavelzuur, en mengselsdaarvan.
11. Werkwijze volgens conclusie 9, m e t hetkenmerk, dat de versterker wordt verschaft in de vloei¬stof onafhankelijk van de genoemde zure corrosie-inhibitor.
12. Werkwijze volgens conclusies 9-11, met hetkenmerk , dat de versterker is verschaft als componentin de zure corrosie-inhibitor.
13. Werkwijze volgens conclusies 9-12, met hetkenmerk, dat de versterker wordt gekozen uit de klassebestaande uit koper(I)chloride, koperacetaat, koper (II)-formiaat en koper(II)nitraat.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US22646888 | 1988-08-01 | ||
US07/226,468 US4871024A (en) | 1988-08-01 | 1988-08-01 | Fluid for treatment of a subterranean well for enhancement of production |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NL8901987A true NL8901987A (nl) | 1990-03-01 |
Family
ID=22849021
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NL8901987A NL8901987A (nl) | 1988-08-01 | 1989-08-01 | Vloeistof voor behandeling van een onderaardse bron ter produktieverbetering. |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4871024A (nl) |
GB (1) | GB2224023B (nl) |
NL (1) | NL8901987A (nl) |
NO (1) | NO893077L (nl) |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1278178C (en) * | 1989-01-04 | 1990-12-27 | Sylvia K. Pachla | Anti-sludging treatment |
US4997040A (en) * | 1989-10-17 | 1991-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion inhibition using mercury intensifiers |
US5372194A (en) * | 1990-05-17 | 1994-12-13 | Ormat Turbines (1965) Ltd. | Method of and means for operating geothermal wells |
US5622919A (en) * | 1992-02-24 | 1997-04-22 | Halliburton Company | Composition and method for controlling precipitation when acidizing wells |
US6225261B1 (en) | 1992-02-24 | 2001-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method for controlling precipitation when acidizing wells |
US5445221A (en) * | 1994-04-21 | 1995-08-29 | Plainsman Technology, Inc. | Controlling ferric ions while acidizing subterranean formations |
US6060435A (en) * | 1996-10-28 | 2000-05-09 | Beard; Ricky N. | Solubilized and regenerating iron reducing additive |
US5976416A (en) * | 1997-05-13 | 1999-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibited organic acid compositions and methods |
CA2263014C (en) | 1999-02-25 | 2007-04-17 | Bj Services Company, U.S.A. | Compositions and methods of catalyzing the rate of iron reduction during acid treatment of wells |
DE60121152T2 (de) | 2000-04-13 | 2007-06-21 | Baker-Hughes Inc., Houston | Mittel zur korrosionsverhütung |
US6534448B1 (en) | 2000-11-02 | 2003-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method for acidizing wells and equipment without damaging precipitation |
US6415865B1 (en) * | 2001-03-08 | 2002-07-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Electron transfer agents in well acidizing compositions and methods |
US6653260B2 (en) | 2001-12-07 | 2003-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electron transfer system for well acidizing compositions and methods |
US7422678B2 (en) * | 2003-10-21 | 2008-09-09 | Teledyne Licensing, Llc | Evaluation of the corrosion inhibiting activity of a coating |
US7842127B2 (en) * | 2006-12-19 | 2010-11-30 | Nalco Company | Corrosion inhibitor composition comprising a built-in intensifier |
US20110100630A1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of Mitigating Corrosion Rate of Oilfield Tubular Goods |
US8720570B2 (en) | 2011-02-04 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Method of corrosion mitigation using nanoparticle additives |
US9074289B2 (en) | 2011-11-08 | 2015-07-07 | Nalco Company | Environmentally friendly corrosion inhibitor |
US20160222279A1 (en) * | 2013-07-31 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor intensifiers for corrosion resistant alloys |
US9732430B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Chemical inhibition of pitting corrosion in methanolic solutions containing an organic halide |
US9663666B2 (en) | 2015-01-22 | 2017-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Use of hydroxyacid to reduce the localized corrosion potential of low dose hydrate inhibitors |
AU2016426983B2 (en) | 2016-10-17 | 2021-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inhibiting corrosion in a downhole environment |
US10301524B2 (en) | 2017-10-04 | 2019-05-28 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method of drilling a substerranean geological formation with a drilling fluid composition comprising copper nitrate |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2982360A (en) * | 1956-10-12 | 1961-05-02 | Int Nickel Co | Protection of steel oil and/or gas well tubing |
US3773465A (en) * | 1970-10-28 | 1973-11-20 | Halliburton Co | Inhibited treating acid |
US3954636A (en) * | 1973-08-30 | 1976-05-04 | The Dow Chemical Company | Acidizing fluid for stimulation of subterranean formations |
US4057108A (en) * | 1976-11-19 | 1977-11-08 | Shell Oil Company | Completing wells in deep reservoirs containing fluids that are hot and corrosive |
US4245698A (en) * | 1978-03-01 | 1981-01-20 | Exxon Research & Engineering Co. | Superalloys having improved resistance to hydrogen embrittlement and methods of producing and using the same |
US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
US4500434A (en) * | 1982-12-02 | 1985-02-19 | Union Oil Company Of California | Inhibiting scale precipitation from high temperature brine |
US4609475A (en) * | 1984-02-24 | 1986-09-02 | Halliburton Company | Method of improving the permeability of a subterranean formation by removal of polymeric materials therefrom |
US4670163A (en) * | 1985-05-29 | 1987-06-02 | Phillips Petroleum Company | Inhibiting corrosion |
US4683954A (en) * | 1986-09-05 | 1987-08-04 | Halliburton Company | Composition and method of stimulating subterranean formations |
-
1988
- 1988-08-01 US US07/226,468 patent/US4871024A/en not_active Expired - Fee Related
-
1989
- 1989-07-28 NO NO89893077A patent/NO893077L/no unknown
- 1989-08-01 GB GB8917550A patent/GB2224023B/en not_active Expired - Fee Related
- 1989-08-01 NL NL8901987A patent/NL8901987A/nl not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2224023B (en) | 1992-04-22 |
NO893077D0 (no) | 1989-07-28 |
GB2224023A (en) | 1990-04-25 |
NO893077L (no) | 1990-02-02 |
US4871024A (en) | 1989-10-03 |
GB8917550D0 (en) | 1989-09-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NL8901987A (nl) | Vloeistof voor behandeling van een onderaardse bron ter produktieverbetering. | |
Finšgar et al. | Application of corrosion inhibitors for steels in acidic media for the oil and gas industry: A review | |
US5120471A (en) | Process and composition for protecting chrome steel | |
Rajeev et al. | Corrosion mitigation of the oil well steels using organic inhibitors–a review | |
US4997040A (en) | Corrosion inhibition using mercury intensifiers | |
US6365067B1 (en) | Mercaptoalcohol corrosion inhibitors | |
US20110100630A1 (en) | Method of Mitigating Corrosion Rate of Oilfield Tubular Goods | |
US7655158B2 (en) | Corrosion inhibitor | |
Ng et al. | Environmentally friendly corrosion inhibitors from leaf extracts | |
Frenier | Acidizing fluids used to stimulate high temperature wells can be inhibited using organic chemicals | |
Watkins et al. | Corrosion testing of highly alloyed materials for deep, sour gas well environments | |
Takabe et al. | Application limits for 110ksi strength grade super 13Cr steel in CO2 environments containing small amounts of H2S | |
Scoppio et al. | Corrosion and environmental cracking testing of a high-density brine for HPHT field application | |
Kimura et al. | Corrosion resistance of martensitic stainless steel OCTG in severe corrosion environments | |
Meck et al. | Sour service limits of martensitic stainless steels: a review of current knowledge, test methods and development work | |
Ke et al. | Corrosion behavior of various 13 chromium tubulars in acid stimulation fluids | |
Joia et al. | Performance of Corrosion Inhibitors for Acidizing Jobs in Horizontal Wells Completed with CRA Laboratory Tests | |
GB2529852A (en) | Corosion Inhibition | |
US20180201826A1 (en) | Synergistic corrosion inhibitors | |
Kane | High-alloy tubulars hold promise for sour service tolerance | |
Hashizume et al. | Corrosion resistance of martensitic stainless steels in environments simulating carbon dioxide gas wells | |
Russ | Oilwell batch inhibition and material optimisation | |
Mack | Corrosion inhibition of 13Cr, Super 13Cr, and 15Cr stainless steels in HCl-HF acidizing fluids | |
Boles et al. | Corrosion inhibition of new 15 chromium tubulars in acid stimulation fluids at high temperatures | |
CA2036436A1 (en) | Corrosion inhibition using mercury intensifiers |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
BV | The patent application has lapsed |