NO175951B - Korrosjonshemmet, klart fluid med höy densitet og anvendelse av dette ved fullföring eller restaurering av brönner - Google Patents

Korrosjonshemmet, klart fluid med höy densitet og anvendelse av dette ved fullföring eller restaurering av brönner Download PDF

Info

Publication number
NO175951B
NO175951B NO882351A NO882351A NO175951B NO 175951 B NO175951 B NO 175951B NO 882351 A NO882351 A NO 882351A NO 882351 A NO882351 A NO 882351A NO 175951 B NO175951 B NO 175951B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
calcium
corrosion
sodium
fluid
fluids
Prior art date
Application number
NO882351A
Other languages
English (en)
Other versions
NO175951C (no
NO882351L (no
NO882351D0 (no
Inventor
Ahmad Dadgar
Original Assignee
Great Lakes Chemical Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Great Lakes Chemical Corp filed Critical Great Lakes Chemical Corp
Publication of NO882351L publication Critical patent/NO882351L/no
Publication of NO882351D0 publication Critical patent/NO882351D0/no
Publication of NO175951B publication Critical patent/NO175951B/no
Publication of NO175951C publication Critical patent/NO175951C/no

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/02Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/925Completion or workover fluid
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10STECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/939Corrosion inhibitor

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

orrosjonsinhibitorer som kan anvendes sammen med calsiumfrie bore-, ferdiggjørings-. og vedlikeholdsfluider i carbonat- eller sulfatholdige brønner. Oppfinnelsen angår mer spesielt anvendelse av natrium-,. ammonium- og/eller calsiumthiocyanat alene, eller i kombinasjon med spesielle antioxydasjonsmidler fra aldosegruppen, som korrosjonsinhibitorer. Antioxydasjonsmidler fra aldosegruppen innbefatter arabinose, ascorbinsyre, isoascorbinsyre, gluconsyre, alkalimetall- og jordalkali-metall- eller andre metallascorbater, -isoascorbater og -glucolater og blandinger derav, i tillegg kan ammoniumthioglycolat være innarbeidet som en ytterligere korrosjonsinhibitor.

Description

Oppfinnelsens bakgrunn
1. Oppfinnelsens område
Denne oppfinnelse angår korrosjonshemmende blandinger, og mer spesielt korrosjonsinhibitorer for anvendelse i calsium-frie saltoppløsninger som kan anvendes i formasjoner med høye carbonat- og høye sulfat-konsentrasjoner.
2. Beskrivelse av teknikkens stand
Vandige oppløsninger av alkali- og jordalkalimetall-
og sinkhalogenider, og blandinger derav, anvendes som bore-, ferdiggjørings-, paknings- og perforeringsmedia i olje- og gass-brønner. Avhengig av de formasjonstrykk som påtreffes i brøn-nen er fluider med densiteter mellom 1,0 og 2,4 kg/l beregnet å gi et hydrostatisk trykk som vil balansere formasjonstrykket. Utviklingen av de såkalte faststoff-frie saltoppløsninger i de senere år har sterkt forbedret ferdiggjørings- og restaurerings-aktivitetene ved at de har eliminert formasjonstilstoppelse og faststoffsedimenteringsproblemer som tidligere ble påtruffet når vannbaserte og oljebaserte borefluider ble anvendt.
Det finnes oljefeltanvendelser for klare fluider hvor underjordiske carbonat- og sulfatkonsentrasjoner forårsaker at calsiumcarbonat og calsiumsulfat utfelles fra de klare fluider som inneholder en betydelig calsiumionekonsentrasjon. I enkelte av disse tilfeller er natriumbromidfluid blitt anvendt i stedet for calsiumioneholdige fluider i forholdsvis grunne hull hvor høye formasjonstrykk ikke påtreffes.
Det er blitt rapportert av Shaughnessy, et al., "Workover Fluids for Prudhoe Bay", februar-juli 1977, at blan-dingen av calsiumkloridvedlikeholdsfluid med formasjonssaltopp-løsning kan føre til utfelling av calsiumcarbonat i reservoar-bergarten i Prudhoe Bay (P = 351,5 kg/cm<2>; T = 104,4° C). For å redusere formasjonsbeskadigelse til et minimum ble et ikke beskadigende fluid, natriumbromid, anvendt.. Mer nylig har carbonat- og sulfatholdige brønner vist seg å kreve fluid-densiteter godt over natriumbromidområdet, dvs. 1,7 - 2,4 kg/l.
US-patentsøknad nr. 892 155, inngitt 30. juli 1986, beskriver nye faststoff-frie saltomfattende vandige oppløsninger av sinkbromid, natriumbromid, kaliumbromid og lithiumbromid.
I henhold til denne beskrivelse ble basefluider av sinkbromid/ natriumbromid (densitet = 2,10 kg/l), sinkbromid/kaliumbromid (densitet = 2,16 kg/l) og sinkbromid/lithiumbromid (densitet = 2,16 kg/l) fremstilt ved å blande sinkbromidoppløsninger (60 - 70 vekt%) med de respektive énverdige salter (natriumbromid, kaliumbromid eller lithiumbromid). Forskjellige calsium-frie fluider som dekket densitetsområdet fra 1,38 til 2,16 kg/l ble deretter fremstilt ved å blande basefluidene med 1,5 kg/l natriumbromid-, 1,3 6 kg/l kaliumbromid- og 1,61 kg/l lithiumbromidoppløsninger.
Dersom man vurderer oppløselighetsproduktene for
-9 o
calsiumcarbonat (3,8 x 10 ved 25 C), sinkcarbonat (2,1 x IO<-11> ved 25° C) og calsiumsulfat (2,4 x 10~<5> ved 25° C), ville man forvente at sinkcarbonat, calsiumcarbonat og calsiumsulfat ville bli utfelt når sinkbromid/calsiumbromidfluider blandes med formasjonssaltoppløsning med høy carbonat- og sulfationekonsentrasjon. Nyheten ved de calsium-frie fluider er at fraværet av calsiumioner ved erstatning av calsiumbromid med natriumbromid, kaliumbromid eller lithiumbromid senker den samlede konsentrasjon av toverdige metallioner i calsium-frie fluider sammen-lignet med i standard sinkbromid/calsiumbromidfluider, slik at når enten 2,1 kg/l sinkbromid/natriumbromid eller 2,16 kg/l sinkbromid/kaliumbromid eller sinkbromid/lithiumbromid blandes med et 2/8 forhold av formasjonssaltoppløsning med høye carbonat-og sulfationekonsentrasjoner, vil intet bunnfall bli dannet.
Selv om faststoff-frie fluider har forbedret bore- og ferdiggjøringseffektivitet, kan disse fluider være korroderende under arbeidsbetingelser ved bore-, ferdiggjørings-, paknings-og perforeringsoperasjoner. Korrosjonsomfanget øker ved høyere temperaturer som påtreffes i dypere brønner. Hvilke som helst fluider inneholdende sinkhalogenider er mer korroderende enn slike fluider som er fremstilt med alkali- og jordalkalimetall-halogenider. Det er derfor nødvendig å anvende en egnet korrosjonsinhibitor når sinkioner er tilstede i fluidet.
For å redusere korrosjonen av jern- og stålforings-rør, -produksjonsrør og det utstyr som er utsatt for klare saltoppløsninger til et minimum kombineres spesielle korrosjons-tilsetningsmidler med saltoppløsningene før disse anvendes.
orrosjonsinhibitorer, som filmdannende amin-baserte inhibitorer, nvendes for calsium-baserte fluider, og er beskrevet i US-
atent 4 292 183. I henhold til britisk patent 2 027 686 (27. ebr. 1983) og tysk tilgjengeliggjort patentsøknad 3 316 677 Al 8. des. 1983) kan korrosjonsinhibitorer, som thiocyanat-, .hioglycolat-eller thioureaforbindelser, alene eller i kombina-;jon med et kvartært pyridinium-, kinolinium- eller isokinolinium-;alt anvendes i vanlige calsiumioneholdige konsentrerte salt->ppløsninger, som sinkbromid-, calsiumkloridoppløsninger. lalsiumfrie oppløsninger er imidlertid betydelig mer korroderende mn sinkbromid/calsiumbromidfluider, og vanlige inhibitorer for-rentes ikke å opptre tilfredsstillende i calsiumfrie fluider.
Formålet med den foreliggende oppfinnelse er derfor å utvikle korrosjonsinhibitorsystemer som kan kontrollere korrosjonen av jern og stål, foringsrør, produksjonsrør og annet utstyr som er utsatt for høy temperatur og calsiumfrie fluider som ferdiggjørings-, paknings- og perforeringsmedia. Korrosjonsinhibitorene må være tilstrekkelig oppløselige i de calsiumfrie fluider slik at disse kan innarbeides i basefluidene.
Oppsummering av oppfninelsen
De ovenstående og andre formål, fordeler og særtrekk ved den foreliggende oppfinnelse oppnås med et klart fluid med høy densitet for anvendelse som et brønnfullførings- og -restaureringsmedium, og det korrosjonshemmede, klare fluid er særpreget ved at det omfatter en klar, vandig oppløsning av minst 50 prosent sinkbromid, basert på vekten av oppløsningen, og ett eller flere alkalimetallbromider, idet oppløsningen har en densitet av fra 1,38 til 2,46 kg/l og en pH som ligger innen området fra 1,5 til 5,5, 0,05-5 volum%/volum av en korrosjonsinhibitor valgt fra gruppen bestående av natrium-, ammonium- og calsiumthio-cyanater og blandinger derav, og 0,05-5 volum%/volum av et aldosegruppeantioxydasjonsmiddel valgt fra gruppen bestående av ascor-'binsyre og salter derav, natriumisoascorbat, gluconsyre og blandinger av ascorbinsyre og gluconsyre, idet saltoppløsningen med høy densitet er fri for calsium bortsett fra det i det nevnte calciumthiocyanat når calsiumthiocyanat er anvendt.
I henhold til dens fremgangsmåtesider omfatter den foreliggende oppfinnelse injisering av de ovenstående korrosjon s hemmede : calsiumfrie fluider i olje- og gassbrønner, og en fremgangsmåte som angitt i krav 6.
Detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelsesformer
Calsiumfrie fluider dannet av vandige oppløsninger av sinkbromid og ett eller flere alkalimetallbromider, som lithiumbromid, natriumbromid og kaliumbromid, finner anvendelse i olje-og gassbrønner med høy carbonat- og sulfationekonsentrasjon- .
Det antas at hovedårsaker til korrosjon i slike calsiumfrie fluider er oppløst oxygen og sinkioner. På grunn av at slike fluider kan ha høyere sinkionekonsentrasjoner enn sinkbromid/calsiumbromidoppløsninger med tilsvarende densitet, er dramatiske og uventede ønkninger i korrosjonshastigheten blitt iakttatt for slike calsiumfrie fluider. Dessuten forårsaker enndog spor av oxygen i slike fluider korrosjonsproblemer når disse benyttes for ferdiggjøring eller restaurering av brønner.
For at en forbindelse eller et kjemisk system skal kunne anvendes som en inhibitor eller et hemmende system innen brønnboringsindustrien, er dets ønskelige egenskaper (1) å oppløses fullstendig i fluidet uten å etterlate noen rest,
(2) å kontrollere korrosjonen ved temperaturer opp til 204,4°C
eller derover, (3) å kontrollere korrosjon i en lengre periode på minst 30 døgn og (4) ikke å innvirke uheldig på andre kje-miske tilsetningsmidler som er vanlig anvendt innen boreindu-strien.
Det har vist seg at natrium-, ammonium- og calsium-thiocyanater anvendt i kombinasjon med antioxyda-
sjonsmidler fra aldosegruppen fremgangsrikt kan anvendes som korrosjonsinhibitorer i calsiumbaserte fluider. Ammoniumthioglycolat kan også fordelaktig ytterligere være innarbeidet som en korrosjonsinhibitor i slike fluider.
Antioxydasjonsmidler fra aldosegruppen som kan an-
' vendes i overensstemmelse med oppfinnelsen,innbefatter
ascorbinsyre og salter derav, natriumisoascorbat, gluconsyre eller blandinger av ascorbinsyre og gluconsyre. Foretrukne korrosjonsinhibitorer fra aldosegruppen innbefatter ascorbinsyre, blandinger av ascorbinsyre og gluconsyre, og natriumisoascorbat.
De calsiumfrie fluider i overensstemmelse med denne oppfinnelse er beskrevet i den samtidig svevende US-patent-søknad nr. 892 155 inngitt 30. juli 1986. Disse fluider er vandige oppløsninger som inneholder sinkbromid og ett eller flere alkalimetallbromider, som natriumbromid, kaliumbromid og lithiumbromid. Det er ønskelig at slike fluider har densiteter som ligger innen området fra 1,38 til 2,46 kilogram pr. liter ("kgpl"), fortrinnsvis fra 1,74 til 2,16 kgpl. Fluider med ønskede densiteter innen dette område kan oppnås ved å blande fluider med lavere densitet med et basefluid, som 2,16 kgpl sinkbromid/ kaliumbromidoppløsning eller 2,1 kgpl sinkbromid/natriumbromid-oppløsning. Dersom densiteter over 2,16 eller 2,1 kgpl for slike basefluider er ønsket, kan densiteten økes ved å blande ytterligere alkalimetallbromider med disse. De calsiumfrie basefluider omfatter ifølge oppfinnelsen
minst 50 vekt% sinkbromid. Klare fluider i overensstemmelse med denne oppfinnelse er generelt anvendbare ved pH-verdier som ligger innen området av 1,5-5,5. Slike fluider kan fremstilles på den måte som er beskrevet i den ovenstående søknad nr. 892 155.
De korrosjonshemmende midler kan tilsettes til de klare fluider på i det vesentlige en hvilken som helst bekvem måte. Korrosjonsinhibitorene, innbefattende et antioxydasjonsmiddel fra aldosegruppen, kan således tilsettes direkte til det calsiumfrie fluid enten i fast form eller i form av en vandig korrosjonsinhibitorblanding. Korrosjonsinhibitoren kan alternativt tilsettes separat til den calsiumfrie baseopp-løsning for å gi en inhibert baseoppløsning, idet antioxydasjonsmidlet fra aldosegruppen deretter tilsettes til den inhibiterte baseoppløsning eller til en oppløsning med modifisert densitet fremstilt fra denne, i fast form eller i form av en vandig oppløsning umiddelbart før bruk. Andre tilsetningmetoder kan anvendes så lenge den korrosjonshemmende mengde av korrosjonsinhibitoren og den effektive mengde av anti-oxydas jonsmidlet tilveiebringes i det calsiumfrie fluid på tidspunktet for innsprøytning i olje- eller gassbrønnen.
Korrosjonsinhibitoren og antioxydasjonsmidlet fra aldosegruppen tilføres det calsiumfrie fluid i en konsentrasjon av 0,05 - 5,00, fortrinnsvis 0,5 - 2,0 deler pr. 100
deler (volum%/volum) av det calciumfrie fluid.
Eksempler på korrosjonsinhibiterte calsiumfrie fluider med høy densitet i overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse er vist i de følgende eksempler:
Eksempel I
Eksempel II Eksempel III
Eksperimentelle bedømmelser
De korrosjonshemmende evner til fluidene ifølge denne oppfinnelse er blitt bedømt ved utstrakte korrosjonsprøvninger ved temperaturer varierende fra 149 til 232° C. Prøvestykker av bløtt stål (AISI 1010) med dimensjonene 2,54 cm x 5,08 cm x 0,32 cm (hull med diameter 0,64 cm for montering) ble erholdt fra Jack Orr Metal Works i Houston og anvendt uten ytterligere rensing. Alle korrosjonsprøvninger for arbeidet i henhold til oppfinnelsen ble utført i Parr<1>s høytrykksceller med ca. 200 ml fluider inneholdt i en glassforing for å hindre elektrisk led-ning mellom prøvestykket og bomben.
Ekstra forsiktighet ble utvist for å hindre at bobler ble dannet på overflaten av prøvestykkene da de ble neddykket i fluidene. Cellene settes under trykk med nitrogen- eller oxygengass for å holde fluidet i flytende tilstand ved prøv-ningstemperaturen.
Metoden for prøvningene er oppsummert som følger:
En ovn ble innstilt på det korrekte temperaturnivå (f.eks.
93, 121, 149, 177, 204 eller 232° C). Prøvestykkene ble vasket i aceton og tørket med et håndkle. Prøvestykkene ble veid til det nærmeste 0,01 mg under anvendelse av en analytisk vekt og opphengt fra en glasskrokunderstøttende stolpe uten å berøre glassforingens sider eller bunn.
Etter at fluidet var blitt iblandet med inhibitor-
og antioxydasjonsmiddel ble det filtrert, og densiteten og pH ble kontrollert. Fluidet ble deretter tilsatt til glass-foringen. Bomben ble satt under trykk til det korrekte trykk med nitrogengass ved anvendelse av høytrykksregulator. Etter at prøvningstiden var over fikk bomben avkjøle i minst 1 time for å gjøre det mulig for det innvendige trykk å falle.
Prøvestykkene ble deretter undersøkt. Om nødvendig ble kvalitativ analyse av vedhengende skall eller fremmed-materiale utført. Noen få nye prøvestykker ble veid og neddykket sammen med prøvningsprøvestykkene i et egnet hydro-carbonoppløsningsmiddel, som rent xylen eller toluen, i tilstrekkelig lang tid til å fjerne oljen, oljefuktede materialer og paraffiner. Prøvestykkene ble tørket i en mild tørrluft-strøm.
Prøvestykkene ble deretter neddykket i en inhibitert saltsyre i nøyaktig lang nok tid (som regel under 5 minutter) til å fjerne mineralskall og korrosjonsprodukt. Etter rensing ble prøvestykkene umiddelbart neddykket i en mettet oppløsning av natriumbicarbonat i 1 minutt for å nøytralisere syren. Prøve-stykkene ble skylt med vann, skylt i isopropylalkohol eller aceton og tørket i en luftstrøm.
Prøvestykkene ble deretter veid idet det ble forsikret at vekttap fra rensing ikke er betydelig. Dersom vekttapet for det på forhånd veide emne var betydelig, ble korreksjon fore-tatt for å kompensere for vekttapet fra rensing. Hvilke som helst unormale tilstander for prøvestykkene (som farve, grop-korrosjon, strekdannelse, filmbelegg eller krystalldannelse) ble notert.
Korrosjon i mm pr. år (mmpå) ble deretter beregnet under anvendelse av den følgende formel:
hvor
vekttap er i milligram
3
prøvestykkedensitet er i gram/cm
2 2 prøvestykkeareal er i tomme (6,45 cm )
tid er i timer
Sammenligningseksempel
I henhold til beskrivelsen i vesttysk tilgjengeliggjort patentsøknad 3 316 677 (8. des. 1983) kan ammoniumthioglycolat i en konsentrasjon på 0,6 vekt% kontrollere korrosjonshastigheten for bløtt stål i sinkbromid/calsiumbromid-fluider. For å bedømme effektiviteten av dette middel i calsiumfri fluider ble sinkbromid/kaliumbromidfluider fremstilt ved å blande 77 vekt% sinkbromid (densitet = 2,44 kg/l) med 38 vekt% kaliumbromid (densitet = 1,34 kg/l). Korrosjonshastigheter for bløtt stål i såvel ikke-inhibitert som i inhibitert ZnBr2/KBr ble målt etter 7 døgn ved 204° C. Disse resul-tater, sammen med korrosjonsdata for ZnBr2/CaBr2~fluider, er presentert i Tabell I.
Korrosjonshastigheten i ikke-inhibitert 1,74 kg/l ZnB^/KBr-fluid er fem ganger korrosjonshastigheten for 2,1 kg/l ZnBr2/CaBr2~fluidet som inneholder tilnærmet den samme konsentrasjon av ZnBr2- I tillegg til sinkionekonsentrasjonen påvirker således typen av det annet salt (CaBr2 eller KBr) korrosjonshastigheten sterkt. Selv om ammoniumthioglycolat reduserer korrosjonshastigheten noe i 1,74 kg/l ZnB^/KBr, er denne reduksjon fremdeles ikke god nok til å betraktes som effektiv. Korrosjonsdataene for 1,92 kg/l ZnBr2/KBr er enda mer fremtredende når de sammenlignes med dem for 2,22 ZnBr2/ CaBr2.
Eksempel IV
Sinkbromid/kaliumbromidbasefluid med en ZnBr2~ konsentrasjon lignende den for 2,3 kg/l ZnBr2/CaBr2 (dvs.
54 vekt% ZnBr2) ble fremstilt ved først å fortynne de 77 vekt% ZnBr2 med vann og deretter å tilsette tørt KBr slik at det ble oppnådd en sluttsammensetning på 56,2 vekt% ZnBr2 og 17,3 vekt%
KBr. Tabell II presenterer en del korrosjonsdata for bløtt stål i 2,16 kg/l ZnBr2/KBr under anvendelse av forskjellige korrosjonsinhibitorer. Selv om konsentrasjonen av ZnBr2 i 2,16 kg/l ZnBr2/KBr- og 2,3 kg/l ZnBr2/CaBr2~fluider er tilnærmet den samme, er korrosjonshastigheter langt høyere i ZnBr2/KBr-fluid. Korrosjonshastigheten for bløtt stål i en ikke-inhibitert 2,3 kg/l ZnBr2/CaBr2 er 3,76 mmpå, langt lavere enn verdien på 15,4 9 mmpå målt for den ikke-inhibiterte 2,16 kg/l ZnBr2/KBr-fluid.
Selv om en viss korrosjonsbeskyttelse fåes under anvendelse ammoniumthioglycolat, calsiumthioglycolat og en kombinasjon av ammoniumthioglycolat og natriumisoascorbat, er 7-døgns korrosjonshastighetene (4,60, 4,75 og 3,10 mmpå) langt over det akseptable område av 0,38 - 0,76 mmpå. Kombinasjonen av natriumthiocyanat, ammoniumthioglycolat og natriumisoascorbat ifølge den foreliggende oppfinnelse er et utmerket korro-sjonsinhibitorsystem for 2,16 kg/l ZnBr2/KBr-fluidet. Calsium-thiocyanatmidlet ifølge denne oppfinnelse kan også i en konsentrasjon av 0,44 vekt% effektivt redusere korrosjonshastigheten for dette fluid. Det antas at i dette spesielle fluid (2,16 kg/l ZnBr2/KBr) viser nærværet av små konsentrasjoner av calsiumioner en synergivirkning med thiocyanationer, hvilket fører til uventet god korrosjonshemming.
Eksempel V
Dette eksempel innbefatter et 2,04 kg/l ZnBr2/KBr-fluid som, på basis av ZnB^-konsentrasjonen alene, burde oppføre seg på lignende måte som 2,22 kg/l ZnBr2/CaBr2~fluidet . Syv døgns korrosjonshastighet for bløtt stål ved 177° C i 2,22 kg/l sinkbromid-calsiumbromidfluid inhibitert med enten 0,6 vekt% ammoniumthioglycolat eller 0,4 vekt% natriumthiocyanat er 1,02 mmpå. I motsetning hertil, som vist i Tabell III, er korrosjonshastigheten i 2,04 kg/l sinkbromid/kaliumbromidfluid inhibitert med de samme inhibitorer uakseptabelt høyt med 1,85 mmpå. I tillegg til sinkionekonsentrasjonen er således arten av de ytterligere involverte salter ansvarlige for korrosjonshastigheten. Tilsetningen av 0,2 vekt% natriumisoascorbat til 0,4 vekt% NaSCN øker korrosjonsbeskyttelsen noe i forhold til natriumthiocyanathemmingen. En økning av såvel natriumthiocyanat- som natriumisoascorbatkonsentrasjonene (0,6 vekt% NaSCN og 0,6 vekt% Na-IA) økte korrosjonsbeskyttelsen til tilfredsstillende nivåer. Endelig gir et korrosjons-
inhibitorsystem sammensatt av 0,4 vekt% natriumthiocyanat,
0,6 vekt% ammoniumthioglycolat og 0,8 vekt% natriumisoascorbat den laveste korrosjonshastighet for bløtt stål i 2,04 kgpl sinkbromid/kaliumbromid.
Eksempel VI
Korrosjonsprøvningsresultater i ZnBr/NaBr med varierende konsentrasjoner av ZnBr2 og inhibitert med forskjellige inhibitorer er presentert i Tabell IV. Korrosjonsresultatene for 2,1 kg/l fluid (52 vekt% ZnBr2) antyder at for dette calsiumfrie fluid er calsiumthiocyanat og et korrosjonsinhibitor-system ("KIS") som utgjøres av 0,4 vekt% natriumthiocyanat,
0,6 vekt% ammoniumthioglycolat og 0,8 vekt% natriumisoascorbat de eneste effektive korrosjonsinhibitorsystemer. Calsiumthioglycolat i en konsentrasjon av 1,0 vekt% reduserer korrosjonshastigheten, men er ikke like effektiv som andre anvendte inhibitorer. For 1,74 kg/l ZnBr2/NaBr-fluidet (25 vekt% ZnBr2) antyder resultatene at KIS gir den beste korrosjonsbeskyttelse. For 2,16 kg/l ZnBr2/NaBr med en konsentrasjon av 61 vekt%
ZnBr2 gir korrosjonsinhibitoren KIS et høyt nivå av korrosjonsbeskyttelse.
Eksempel VU
For å vise langtidsvirkningen av KIS-korrosjons-inhibitorsystemet beskrevet ovenfor (dvs. 0,4 vekt% natriumthiocyanat, 0,6 vekt% ammoniumthioglycolat og 0,8 vekt% natriumisoascorbat) i calsiumfrie fluider som inneholder høye sink-bromidkonsentrasjoner, ble 30 døgns korrosjonsprøvninger utført. Resultatene er presentert i Tabell V. Konsentrasjonene av sinkbromid i 2,10 og 2,16 kg/l ZnB^/NaBr-fluider er henholdsvis 53 vekt% og 61 vekt%. 2,22 kg/l ZnBr2/KBr-fluidet inneholder
58 vekt% ZnBr2» Korrosjonsprøvningsresultatene i Tabell V antyder klart at selv for calsiumfrie fluider med høye konsentrasjoner av ZnBr2 kan korrosjonshastigheten kontrolleres tilfredsstillende med anvendelse av økende konsentrasjoner av korrosjonsinhibitorer.

Claims (6)

1. Et korrosjonshemmet, klart fluid med høy densitet for anvendelse som et brønnfull førings- og -restaureringsmedium, karakterisert ved at det omfatter en klar, vandig oppløsning av minst 50 prosent sinkbromid, basert på vekten av oppløsningen, og ett eller flere alkalimetallbromider, idet oppløsningen har en densitet av fra 1,38 til 2,46 kg/l og en pH som ligger innen området fra 1,5 til 5,5, 0,05 - 5 volum%/volum av en korrosjonsinhibitor valgt fra gruppen bestående av natrium-, ammonium- og cal-siumthiocyanater og blandinger derav, og 0,05-5 volum%/volum av et aldosegruppeantioxydasjonsmiddel valgt fra gruppen bestående av ascorbinsyre og salter derav, natriumisoascorbat, gluconsyre og blandinger av ascorbinsyre og gluconsyre, idet saltoppløsningen med høy densitet er fri for calsium bortsett fra det i det nevnte calciumthiocyanat når calsiumthiocyanat er anvendt.
2. Fluid ifølge krav 1, karakterisert ved at det dessuten omfatter ammoniumthioglycolat som en ytterligere korrosjonsinhibitor.
3. Fluid ifølge krav 1, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er calsiumthiocyanat.
4. Fluid ifølge krav 1, karakterisert ved at korrosjonsinhibitoren er en blanding av natriumthiocyanat og ammoniumthioglycolat og hvori antioxydasjonsmidlet er natriumisoascorbat eller en blanding av ascorbinsyre og gluconsyre.
5. Fremgangsmåte for fullføring eller restaurering av brønner, karakterisert ved at den omfatter inn-sprøytning i brønnen av det korrosjonshemmede, klare, calsiumfrie fluid med høy densitet ifølge krav 1.
6. Fremgangsmåte for å hemme det korrosjonsforårsakende potensial for et klart, calsiumfritt fluid med høy densitet som er anvendbart som brønnfullførings- og -restaurerings-media, karakterisert ved at den omfatter de trinn at 0,05-5% volum/volum av en korrosjonsinhibitor valgt fra gruppen bestående av natrium-, ammonium-og calsiumthio-cyanater og blandinger derav og 0,05-5% volum /volum av et aldosegruppeantioxydasjonsmiddel valgt fra gruppen bestående av ascorbinsyre og salter derav, natriumisoascorbat, gluconsyre og blandinger av ascorbinsyre og gluconsyre innarbeides i en klar, vandig, calciumfri oppløsning av minst 50% sinkbromid, basert på vekten av oppløsningen, og ett eller flere alkalimetallbromider, idet oppløsningen har en densitet av fra 1,38 til 2,46 kg/l og en pH som ligger innen området fra 1,5 til 5,5.
NO882351A 1986-09-30 1988-05-27 Korrosjonshemmet, klart fluid med höy densitet og anvendelse av dette ved fullföring eller restaurering av brönner NO175951C (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/913,409 US4784779A (en) 1986-09-30 1986-09-30 Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids
PCT/US1987/002274 WO1988002433A1 (en) 1986-09-30 1987-09-08 Corrosion inhibitors for clear, calcium-free high density fluids

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO882351L NO882351L (no) 1988-05-27
NO882351D0 NO882351D0 (no) 1988-05-27
NO175951B true NO175951B (no) 1994-09-26
NO175951C NO175951C (no) 1995-01-04

Family

ID=25433247

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO882351A NO175951C (no) 1986-09-30 1988-05-27 Korrosjonshemmet, klart fluid med höy densitet og anvendelse av dette ved fullföring eller restaurering av brönner

Country Status (4)

Country Link
US (1) US4784779A (no)
EP (1) EP0290486B1 (no)
NO (1) NO175951C (no)
WO (1) WO1988002433A1 (no)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4941982A (en) * 1986-07-30 1990-07-17 Great Lakes Chemical Corporation Calcium-free clear high density fluids
US4784778A (en) * 1986-09-30 1988-11-15 Great Lakes Chemical Corp. Corrosion inhibiting composition for zinc halide-based clear, high density fluids
US4938925A (en) * 1988-05-09 1990-07-03 Exxon Chemical Patents, Inc. Method of inhibiting corrosion using N-S containing compounds
US4851130A (en) * 1988-11-30 1989-07-25 Pfizer Inc. Oxygen removal with carbon catalyzed erythorbate or ascorbate
US4938288A (en) * 1989-05-05 1990-07-03 Osca, Inc. Non-damaging workover and completion fluid
US6225261B1 (en) 1992-02-24 2001-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method for controlling precipitation when acidizing wells
US5622919A (en) * 1992-02-24 1997-04-22 Halliburton Company Composition and method for controlling precipitation when acidizing wells
US6939483B2 (en) * 2000-02-28 2005-09-06 Pabu Services, Inc. Brine fluids with improved corrosion properties
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
US20050153845A1 (en) * 2002-07-10 2005-07-14 Baker Hughes Incorporated Method of increasing pH of high-density brines
US20030020047A1 (en) * 2001-07-11 2003-01-30 Walker Michael L. Method of increasing pH of high-density brines
US20080234148A1 (en) * 2001-07-11 2008-09-25 Baker Hughes Incorporated Method of Increasing pH of High-Density Brines
US6653260B2 (en) 2001-12-07 2003-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Electron transfer system for well acidizing compositions and methods
US8007689B2 (en) * 2006-02-13 2011-08-30 Bromine Compounds Ltd. Liquid composition suitable for use as a corrosion inhibitor and a method for its preparation
IL173706A (en) 2006-02-13 2013-09-30 Bromine Compounds Ltd Antimony-based corrosion inhibitors for high-concentration saline solution and a method of inhibiting corrosion by using them
CN101311240A (zh) * 2007-05-24 2008-11-26 新疆石油管理局钻井工艺研究院 钻井液用葡萄糖酸盐抑制剂及其制备方法
US9038724B2 (en) * 2010-11-16 2015-05-26 Halliburton Energy Services, Inc. Oxygen scavenger compositions for completion brines
AU2014292151B2 (en) 2013-07-17 2017-06-08 Bp Exploration Operating Company Limited Oil recovery method
US9677031B2 (en) 2014-06-20 2017-06-13 Ecolab Usa Inc. Catalyzed non-staining high alkaline CIP cleaner
RS55839B1 (sr) * 2014-08-25 2017-08-31 Rockwool Int Biološko vezivno sredstvo
US10519360B2 (en) 2014-12-11 2019-12-31 Clariant International Ltd. Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control
US10611951B2 (en) 2014-12-11 2020-04-07 Clariant International Ltd. Liquid inhibitor composition and a method for its preparation and application as a heavy brine corrosion control
EA034845B1 (ru) 2014-12-11 2020-03-27 Клариант Интернэшнл Лтд Жидкая ингибирующая композиция, способ ее приготовления и применение для контроля коррозии в тяжелом солевом растворе
WO2018099624A1 (en) 2016-12-01 2018-06-07 Clariant International Ltd Use of a composition containing at least one biodegradable sugar-amide-compound in combination with at least one sulfur-based synergist for corrosion inhibition of a metallic equipment in oilfield applications
US11034921B2 (en) 2018-05-16 2021-06-15 Adam Mason PRINCE Method, kit, and composition for corrosion removal

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1113235A (en) * 1978-08-11 1981-12-01 Mitchael D. Coffey Corrosion inhibitor for aqueous brines
US4292183A (en) * 1978-12-13 1981-09-29 Great Lakes Chemical Corporation High-density fluid compositions
US4420406A (en) * 1980-06-20 1983-12-13 Nl Industries, Inc. Thickened heavy brines
IL68362A0 (en) * 1982-06-08 1983-07-31 Great Lakes Chemical Corp Corrosion inhibited high-density fluid composition
US4609476A (en) * 1983-05-02 1986-09-02 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids
US4619773A (en) * 1983-05-02 1986-10-28 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts
US4536302A (en) * 1983-06-30 1985-08-20 Nl Industries Inc Corrosion inhibition of aqueous brines
US4539122A (en) * 1984-02-21 1985-09-03 Halliburton Company Corrosion inhibitor for heavy brines
US4554081A (en) * 1984-05-21 1985-11-19 Halliburton Company High density well drilling, completion and workover brines, fluid loss reducing additives therefor and methods of use
NL8620038A (nl) * 1985-02-04 1987-01-02 Dow Chemical Co Corrosie-inhibitor voor zoutoplossingen met hoge dichtheid.

Also Published As

Publication number Publication date
EP0290486A1 (en) 1988-11-17
EP0290486B1 (en) 1991-01-16
NO175951C (no) 1995-01-04
EP0290486A4 (en) 1988-12-22
US4784779A (en) 1988-11-15
NO882351L (no) 1988-05-27
NO882351D0 (no) 1988-05-27
WO1988002433A1 (en) 1988-04-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO175951B (no) Korrosjonshemmet, klart fluid med höy densitet og anvendelse av dette ved fullföring eller restaurering av brönner
US20070163779A1 (en) Compositions containing a buffer and a peroxide or peracid useful for treating wells
US4784778A (en) Corrosion inhibiting composition for zinc halide-based clear, high density fluids
CA1213136A (en) Corrosion inhibition of aqueous brines
WO1997026311A1 (en) High density viscosified aqueous compositions
EA018475B1 (ru) Комплект органического ингибитора коррозии для органических кислот
CA2842062A1 (en) Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid
US4728446A (en) Corrosion inhibitor for brines
US5028341A (en) Well servicing fluid
CA1197673A (en) Corrosion inhibited high density fluid compositions
US4647859A (en) Method for effecting electric well logging with introduction of a fluid composition to minimize the effect of interfering ions
GB2027686A (en) Corrosion Inhibitor for Aqueous Brines
EP0139260A1 (en) Phosphonium salt corrosion inhibitors for high density brines
EP0194254B1 (en) High-density brine fluid and use in servicing wellbores
EP0137872A1 (en) Well drilling and completion fluid composition
GB2090308A (en) Stabilized solutions of modified cellulose in brine and their use as completion and workover fluids
AU576061B2 (en) Corrosion inhibitor for high density brines
CN110924929A (zh) 一种无固相超高密度完井测试液及其制备方法
CA3015848A1 (en) Compositions and methods for shale stabilization
CA1256688A (en) Corrosion inhibitor for brines
CA1210929A (en) Composition and method for servicing wellbores