UA124288C2 - Нові модифіковані кислотні композиції як альтернатива звичайним кислотам у нафтогазовій промисловості - Google Patents

Нові модифіковані кислотні композиції як альтернатива звичайним кислотам у нафтогазовій промисловості Download PDF

Info

Publication number
UA124288C2
UA124288C2 UAA201912186A UAA201912186A UA124288C2 UA 124288 C2 UA124288 C2 UA 124288C2 UA A201912186 A UAA201912186 A UA A201912186A UA A201912186 A UAA201912186 A UA A201912186A UA 124288 C2 UA124288 C2 UA 124288C2
Authority
UA
Ukraine
Prior art keywords
acid
composition
corrosion
acid composition
test
Prior art date
Application number
UAA201912186A
Other languages
English (en)
Inventor
Клей Пьорді
Клей Пьорди
Маркус Вайсенберґер
Маркус Вайсенбергер
Original Assignee
Флюїд Енерджі Ґруп Лтд.
Флюид Энерджи Груп Лтд.
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=64454231&utm_source=***_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=UA124288(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Флюїд Енерджі Ґруп Лтд., Флюид Энерджи Груп Лтд. filed Critical Флюїд Енерджі Ґруп Лтд.
Publication of UA124288C2 publication Critical patent/UA124288C2/uk

Links

Classifications

    • A—HUMAN NECESSITIES
    • A23—FOODS OR FOODSTUFFS; TREATMENT THEREOF, NOT COVERED BY OTHER CLASSES
    • A23C—DAIRY PRODUCTS, e.g. MILK, BUTTER OR CHEESE; MILK OR CHEESE SUBSTITUTES; MAKING THEREOF
    • A23C21/00—Whey; Whey preparations
    • A—HUMAN NECESSITIES
    • A23—FOODS OR FOODSTUFFS; TREATMENT THEREOF, NOT COVERED BY OTHER CLASSES
    • A23J—PROTEIN COMPOSITIONS FOR FOODSTUFFS; WORKING-UP PROTEINS FOR FOODSTUFFS; PHOSPHATIDE COMPOSITIONS FOR FOODSTUFFS
    • A23J1/00—Obtaining protein compositions for foodstuffs; Bulk opening of eggs and separation of yolks from whites
    • A—HUMAN NECESSITIES
    • A23—FOODS OR FOODSTUFFS; TREATMENT THEREOF, NOT COVERED BY OTHER CLASSES
    • A23J—PROTEIN COMPOSITIONS FOR FOODSTUFFS; WORKING-UP PROTEINS FOR FOODSTUFFS; PHOSPHATIDE COMPOSITIONS FOR FOODSTUFFS
    • A23J1/00—Obtaining protein compositions for foodstuffs; Bulk opening of eggs and separation of yolks from whites
    • A23J1/20—Obtaining protein compositions for foodstuffs; Bulk opening of eggs and separation of yolks from whites from milk, e.g. casein; from whey
    • A23J1/202—Casein or caseinates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D15/00—Separating processes involving the treatment of liquids with solid sorbents; Apparatus therefor
    • B01D15/08—Selective adsorption, e.g. chromatography
    • B01D15/10—Selective adsorption, e.g. chromatography characterised by constructional or operational features
    • B01D15/20—Selective adsorption, e.g. chromatography characterised by constructional or operational features relating to the conditioning of the sorbent material
    • B01D15/203—Equilibration or regeneration
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J49/00—Regeneration or reactivation of ion-exchangers; Apparatus therefor
    • B01J49/50—Regeneration or reactivation of ion-exchangers; Apparatus therefor characterised by the regeneration reagents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J49/00—Regeneration or reactivation of ion-exchangers; Apparatus therefor
    • B01J49/60—Cleaning or rinsing ion-exchange beds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B3/00—Cleaning by methods involving the use or presence of liquid or steam
    • B08B3/04—Cleaning involving contact with liquid
    • B08B3/08—Cleaning involving contact with liquid the liquid having chemical or dissolving effect
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
    • B09C1/08—Reclamation of contaminated soil chemically
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/50—Treatment of water, waste water, or sewage by addition or application of a germicide or by oligodynamic treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
    • C04B41/009—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone characterised by the material treated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
    • C04B41/53—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone involving the removal of at least part of the materials of the treated article, e.g. etching, drying of hardened concrete
    • C04B41/5315—Cleaning compositions, e.g. for removing hardened cement from ceramic tiles
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
    • C04B41/53—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone involving the removal of at least part of the materials of the treated article, e.g. etching, drying of hardened concrete
    • C04B41/5338—Etching
    • C04B41/5353—Wet etching, e.g. with etchants dissolved in organic solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B41/00—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone
    • C04B41/60—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone of only artificial stone
    • C04B41/72—After-treatment of mortars, concrete, artificial stone or ceramics; Treatment of natural stone of only artificial stone involving the removal of part of the materials of the treated articles, e.g. etching
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05B—PHOSPHATIC FERTILISERS
    • C05B11/00—Fertilisers produced by wet-treating or leaching raw materials either with acids in such amounts and concentrations as to yield solutions followed by neutralisation, or with alkaline lyes
    • C05B11/04—Fertilisers produced by wet-treating or leaching raw materials either with acids in such amounts and concentrations as to yield solutions followed by neutralisation, or with alkaline lyes using mineral acid
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05B—PHOSPHATIC FERTILISERS
    • C05B15/00—Organic phosphatic fertilisers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05B—PHOSPHATIC FERTILISERS
    • C05B17/00—Other phosphatic fertilisers, e.g. soft rock phosphates, bone meal
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05C—NITROGENOUS FERTILISERS
    • C05C11/00—Other nitrogenous fertilisers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05D—INORGANIC FERTILISERS NOT COVERED BY SUBCLASSES C05B, C05C; FERTILISERS PRODUCING CARBON DIOXIDE
    • C05D9/00—Other inorganic fertilisers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05G—MIXTURES OF FERTILISERS COVERED INDIVIDUALLY BY DIFFERENT SUBCLASSES OF CLASS C05; MIXTURES OF ONE OR MORE FERTILISERS WITH MATERIALS NOT HAVING A SPECIFIC FERTILISING ACTIVITY, e.g. PESTICIDES, SOIL-CONDITIONERS, WETTING AGENTS; FERTILISERS CHARACTERISED BY THEIR FORM
    • C05G3/00—Mixtures of one or more fertilisers with additives not having a specially fertilising activity
    • C05G3/80—Soil conditioners
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C05—FERTILISERS; MANUFACTURE THEREOF
    • C05G—MIXTURES OF FERTILISERS COVERED INDIVIDUALLY BY DIFFERENT SUBCLASSES OF CLASS C05; MIXTURES OF ONE OR MORE FERTILISERS WITH MATERIALS NOT HAVING A SPECIFIC FERTILISING ACTIVITY, e.g. PESTICIDES, SOIL-CONDITIONERS, WETTING AGENTS; FERTILISERS CHARACTERISED BY THEIR FORM
    • C05G5/00—Fertilisers characterised by their form
    • C05G5/20—Liquid fertilisers
    • C05G5/23—Solutions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K13/00—Etching, surface-brightening or pickling compositions
    • C09K13/04—Etching, surface-brightening or pickling compositions containing an inorganic acid
    • C09K13/06—Etching, surface-brightening or pickling compositions containing an inorganic acid with organic material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K17/00—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials
    • C09K17/40—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials containing mixtures of inorganic and organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K17/00—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials
    • C09K17/40—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials containing mixtures of inorganic and organic compounds
    • C09K17/42—Inorganic compounds mixed with organic active ingredients, e.g. accelerators
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K17/00—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials
    • C09K17/40—Soil-conditioning materials or soil-stabilising materials containing mixtures of inorganic and organic compounds
    • C09K17/48—Organic compounds mixed with inorganic active ingredients, e.g. polymerisation catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/26—Organic compounds containing nitrogen
    • C11D3/30—Amines; Substituted amines ; Quaternized amines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/02—Inorganic compounds
    • C11D7/04—Water-soluble compounds
    • C11D7/08—Acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/22—Organic compounds
    • C11D7/32—Organic compounds containing nitrogen
    • C11D7/3218—Alkanolamines or alkanolimines
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/04—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in markedly acid liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/14—Nitrogen-containing compounds
    • C23F11/141—Amines; Quaternary ammonium compounds
    • C23F11/142—Hydroxy amines
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/12—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen
    • C02F5/125—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen combined with inorganic substances
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Soil Sciences (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Pest Control & Pesticides (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)

Abstract

Водна модифікована кислотна композиція для промислового застосування, яка містить алканоламін і сильну кислоту в молярному співвідношенні не менше ніж 1:15, бажано не менше ніж 1:10; яка також може додатково містити йодид або йодат металу. Зазначена композиція демонструє переваги перед відомими звичайними кислотами й модифікованими кислотами.

Description

(54) НОВІ МОДИФІКОВАНІ КИСЛОТНІ КОМПОЗИЦІЇ ЯК АЛЬТЕРНАТИВА ЗВИЧАЙНИМ КИСЛОТАМ У
НАФТОГАЗОВІЙ ПРОМИСЛОВОСТІ
(57) Реферат:
Водна модифікована кислотна композиція для промислового застосування, яка містить алканоламін і сильну кислоту в молярному співвідношенні не менше ніж 1:15, бажано не менше ніж 1:10; яка також може додатково містити йодид або йодат металу. Зазначена композиція демонструє переваги перед відомими звичайними кислотами й модифікованими кислотами.
Рівшнь витрати за чавом
ВН реа с ВЕВ ! зованих і ! ши ящЩИ «вк ї ок а М дей З т бо вжи : «кв зе ЗУЖІКЯ Ї ря ШИ. нн ний) она МЕН
І Е. ж р ва І нок ск я і оо КС і же ББЖ тн ж пан си й о ОО зхж зв ПНТ / х ВВИЯ Кз ск Н КЯ і У Зо !
Ї ДЕН А осетер 1
ЗЕ і ЗО І ге г. за її в зе в Її
Ніва-аевжья ЗУ ВТІМ кеелюх комі
Гума ев тампоратуна у ОАЄ хм чу ХВ
Фіг. 1
Галузь техніки, до якої відноситься винахід
Даний винахід відноситься до композицій, які використовуються в різних застосуваннях у різних галузях промисловості, включаючи нафтогазову промисловість, більш конкретно, він відноситься до застосування алканоламінів для створення водної модифікованої кислотної композиції як альтернативи звичайним мінеральним і органічним кислотам для використання в широкому діапазоні температур і галузей застосування, але не обмежуючись цим.
Попередній рівень техніки
У нафтогазовій промисловості стимуляцію кислотою виконують в свердловині для запуску, збільшення або відновлення видобутку. У деяких випадках свердловина спочатку має низьку проникність, і для початку видобутку із пласта використовують інтенсифікацію. В інших випадках інтенсифікацію або відновлення використовують для подальшого стимулювання проникності й припливу із уже існуючої свердловини, яка стала непродуктивною внаслідок проблем з відкладаннями, пошкодження стовбура свердловини або виробленості колектора.
Кислотна обробка є типом обробки для інтенсифікації припливу, яку проводять вище або нижче тиску гідророзриву пласта намагаючись ініціювати, відновити або збільшити природню проникність пласта. Кислотну обробку здійснюють шляхом накачування кислоти, переважно соляної кислоти, у свердловину для розчинення зазвичай вапнякового, доломітового й кальцитового цементу між нерозчинними в кислоті зернистими осадами в пластових породах або для обробки відкладань на стінках устаткування.
Існує три основні типи кислотної обробки: матрична кислотна обробка, кислотний гідророзрив, і попередня або ініцююча кислотна обробка (з накачуванням до операції некислотного гідророзриву плити або цементу, щоб сприяти руйнуванню пласта (зниженню тиску розриву, збільшенню швидкості подачі), а також очистити від цементу, що залишився, стовбур свердловини або перфорації). Матричну кислотну обробку проводять, коли кислоту накачують у свердловину й у пори пласта-колектора нижче тиску розриву пласта. При цій формі інтенсифікації кислоти розчиняють осадові відкладання й/або тверді частки бурового розчину, які перешкоджають проникності породи, розширюють природні пори пласта (червоточини) і стимулюють потік вуглеводнів у стовбур свердловини для їх вилучення. У той час як матричну кислотну обробку проводять за досить низького тиску, щоб уникнути дроблення пластової породи; кислотний гідророзрив включає накачування кислоти в свердловину під дуже високим тиском, з фізичним руйнуванням пластової породи й травленням кислотореактивної частини пласта. Цей тип кислотної обробки утворює канали або тріщини кислотного травлення, через які можуть протікати вуглеводні, на додачу до утворення ряду червоточин. У деяких випадках у рідину вводять агент (пропант) розклинення, який сприяє розклиненню тріщин, додатково збільшуючи потік вуглеводнів у стовбур свердловини.
Найпоширенішим типом кислоти, який використовується в свердловинах для інтенсифікації видобутку або проведення ремонтних робіт, є соляна кислота (НС), яка застосовується для інтенсифікації карбонатних колекторів.
Деякі з основних проблем, з якими зустрічаються в нафтогазовій промисловості при використанні соляної кислоти, включають наступні: надзвичайно високий рівень корозії (якому протидіють шляхом додавання інгібіторів корозії "плівкового" типу, які звичайно самі є токсичними й шкідливими для людини, дикої природи, навколишнього середовища й устаткування). Реакції між мінеральними кислотами й різними типами металів можуть сильно відрізнятися, але більш м'які метали, такі як алюміній і магній, дуже чутливі до серйозних впливів, що викликають швидке пошкодження. Соляна кислота утворює газоподібний хлороводень, який є токсичним (потенційно смертельним) і викликає ерозію шкіри, очей й металів. При рівнях вище 50 ррт (частин на мільйон) він може становити безпосередню загрозу для життя й здоров'я (БЗЖЗ). При рівнях від 1300 до 2000 ррт смерть може настати через 2-3 хвилини.
Специфічні впливи на навколишнє середовище (органічна стерильність, отруєння дикої природи тощо) кислот у випадку ненавмисного або випадкового викиду на поверхню або в свердловину у водоносні шари або інші джерела води є руйнівними й можуть привести до значного зниження рН таких джерел і суттєво збільшити токсичність, що може привести до масової загибелі гідробіонтів і потенційного отруєння людей або домашньої худоби й диких тварин, що зазнають безпосереднього впливу вживають воду. Ненавмисний вилив на поверхні може також привести до виділення газоподібного хлороводню, що може становити загрозу для здоров'я людей і тварин. Це звичайне явище на сховищах великого об'єму, під час тріщин або протікання резервуарів, або під час дорожньо-транспортних пригод з вантажівками, які працюють із НСІ. Як правило, якщо поруч перебувають люди, необхідна евакуація великих 60 територій після аварії і розробка комплексного, дорогого для реалізації плану аварійної евакуації при облаштуванні таких сховищ. Через свою кислотну природу газоподібний хлороводень також викликає корозію, особливо в присутності вологи.
Нездатність мінеральних кислот зі звичайними антикорозійними присадками та їх сумішами до натуральної біодеградації призводить до високих витрат на очищення й утилізацію для оператора у випадку ненавмисного викиду. Крім того, токсичні випаровування, які виділяються мінеральними й деякими органічними кислотами, є шкідливими для людей/тварин і мають високу корозійну активність і/або утворюють потенційно вибухонебезпечні, токсичні й/або їдучі випаровування. Вимоги до транспортування й зберігання кислот є рестриктивними й обкладаються податком. Крім того, небезпеки, пов'язані із впливом на персонал, що займається змішуванням таких небезпечних продуктів, обмежують їхнє використання/реалізацію в зонах високого ризику, таких як у межах міста й в екологічно чутливих районах, таких як прибережні райони.
Інша проблема пов'язана з імовірністю виникнення інцидентів на місцях внаслідок високого рівня корозії, навіть за температури навколишнього середовища, кислот, що викликають потенційні збої в роботі резервуарів зберігання й/або збої устаткування для розгортання, наприклад, через гнучкі труби або високий тиск, обумовлені високими швидкостями корозії (тріщини, проколи й великі поломки). Інші проблеми включають відмови устаткування скважин через корозію, внаслідок якої операторові доводиться виконувати капітальний ремонт і заміняти у скважині насоси, труби, кабелі, пакери тощо; нестабільну концентрацію або рівень якості мінеральних і органічних кислот; потенційні проблеми поставки, виходячи з рівнів промислового виробництва; високі рівні корозії на поверхні устаткування насосів, що призводить до дорогих ремонтів і обслуговування для операторів і сервісних компаній; потреба в спеціалізованому устаткуванні, спеціально призначеному для перекачування кислот, що значно збільшує капітальні витрати операторів і сервісних компаній; і неможливість одержання готового продукту локально або в безпосередній близькості від його кінцевого використання; труднощі із транспортуванням і зберіганням на місці.
Як правило, кислоти виробляють у промислових зонах країн, розташованих на деякій відстані від районів видобутку нафти й газу, для контролю різних аспектів властивостей кислот може знадобитися до 10 і більш добавок, що ускладнює логістику обробки й транспортування.
Наявність альтернативи, яка вимагає мінімальних добавок, дуже вигідна.
Надзвичайно високі швидкості корозії й реакції при підвищенні температури змушують звичайні мінеральні кислоти витрачати/реагувати або "нейтралізувати" до досягнення бажаного ефекту, такого як глибоке проникнення в шар нафти або газу, щоб ефективно збільшити червоточину або протравлений "шлях" для забезпечення вільного протікання нафтопродукту в стовбур свердловини. Як інший приклад, соляна кислота може бути використана в деяких випадках при спробі вивільнення затиснутої бурильної труби. До досягнення необхідної глибини для розчинення пласта, в якому відбулося затиснення труби/трубопроводу, багато кислот витрачаються або нейтралізуються в шарі ближче до поверхні внаслідок підвищеної температури у вибої свердловини й значно вищої швидкості реакції, тому вигідно мати альтернативу, яка забезпечує більш методичні витрати або реакцію, дозволяючи обробляти шлам розчином, який усе ще активний, забезпечуючи вільне проникнення труби/трубопроводу.
При використанні для вирішення проблем утворення відкладань на наземному устаткуванні, спричинених випаданням мінеральних відкладень, які утворюються у воді, яка закачується або відкачується, звичайних кислот, що впливають на людину й механічне обладнання, а також дороге устаткування, підвищує ризик і витрати для оператора у випадку проблем, пов'язаних з корозією. При змішуванні з основами або рідинами з більш високим рН або навіть водою, сильні кислоти будуть утворювати велику кількість теплової енергії (екзотермічна реакція), викликаючи потенційні проблеми з безпекою й пошкодженням устаткування; кислоти звичайно необхідно змішувати із прісною водою (через непридатність сильно солоної води, що викликає потенційне осадження мінералів) до необхідної концентрації що вимагає від компаній попереднього позаплощадкового змішування, а не змішування на місці з морською або добутою водою, що збільшує витрати, пов'язані із транспортуванням.
Звичайні мінеральні кислоти, які використовуються в ситуації контролю рН, можуть спричиняти швидку деградацію деяких полімерів/добавок, що вимагають збільшення навантажень або додавання хімікатів для протидії цим негативним ефектам. У багатьох прибережних областях діють дуже строгі нормативні правила для операцій, що стосуються транспортування/обробки й використання кислот, що підвищує відповідальність і витрати оператора. При використанні кислоти для травлення труб або трубопроводів, через високі рівні корозії, процесу слід приділяти дуже пильну увагу, оскільки при підвищенні температури типові 60 добавки, які використовуються для контролю рівнів корозії в кислотних системах, починають дуже швидко розкладатись (через те, що інгібітори "адсорбуються" на сталі або ріжуть її при високошвидкісних застосуваннях), викликаючи дуже сильну кислотну корозію й призводячи до пошкодження устаткування скважин/труб. Звичайні кислоти можуть заподіяти шкоду багатьом еластомерам і/або ущільненням, наявним у нафтогазовій промисловості, таким як ті, які зустрічаються в противикидних превенторах (ПВП)/скважинних приладах/пакерах/ насосах скважин/ущільненнях тощо. Необхідність мати справу з відпрацьованою кислотою під час процесу зворотного промивання також є дуже витратною, оскільки ці кислоти зазвичай усе ще мають низький рН і залишаються токсичними і їдкими. Вигідно мати суміш кислот, придатну до експортування на виробничі об'єкти через трубопроводи, яка після відпрацьовування або використання має рН набагато вище, ніж у відпрацьованої НСІ, що знижує витрати/збори за утилізацію. Крім того, мінеральні кислоти звичайно осаджують залізо й/або мінерали, розчинені під час роботи, коли рн відпрацьованої кислоти збільшується, що призводить до порушення роботи установки й втрат виробництва. Корисно мати сильну кислоту, яка буде містити ці розчинні мінерали й метали в розчині навіть при значному підвищенні рН біля або вище нейтрального стану, що значно знижує необхідність утилізації відпрацьованих кислот і дозволяє їх обробляти й маніпулювати з ними більш економічним чином. Кислоти, які використовуються при виконанні багатьох операцій у нафтогазовій промисловості й уважаються необхідними для досягнення бажаного видобутку різних нафтових свердловин і супутнього устаткування, підтримування їх відповідних систем і допомоги у виконанні певних функцій буріння, ремонту й завершення робіт (тобто вивільнення затисненої труби, обробки фільтраційної шкірки, інтенсифікації й обробки накипу). Пов'язані із цим небезпеки, обумовлені використанням мінеральних кислот, є дуже великими, і тому необхідно пом'якшити їх за допомогою засобів контролю, незалежно від того, створені вони хімічно або механічно.
Усунення або навіть просте зменшення негативного впливу сильних кислот при збереженні їх корисності - це боротьба й ризик для галузі. Оскільки суспільний і державний попит на використання менш небезпечних продуктів зростає, компанії шукають альтернативи, які виконують необхідну функцію без усіх або більшості недоліків, пов'язаних з використанням звичайних кислот.
Хоча деякі модифіковані кислоти подолали деякі ускладнення, які виникають при використанні сильних кислот, їх реакційна здатність стає проблемою для користувача, якому в деяких випадках буде потрібною швидко діюча кислота, така як звичайна мінеральна кислота, така як 15 95 НСІ, яка зазвичай використовується як кислота для початкової обробки. Ретельний баланс між підвищеною безпекою (тобто меншим утворенням пари або тиском пари, менш агресивним щодо металу й тканин шкіри, транспортними проблемами) при збереженні швидкого часу реакції є складним завданням для операторів.
Існує цілий ряд методик гідравлічного розриву пласта, і в межах конкретної галузі може застосовуватися кілька різних підходів. Програми гідравлічного розриву пласта й склад рідини гідророзриву варіюють залежно від технічних вимог, специфічних для пласта, мінералогії стовбура свердловини, пористості, проникності й місця розташування. Проте, методики гідророзриву на водній основі звичайно вимагають наступних чотирьох етапів: етап початкової кислотної обробки; етап витиснення; пропантний етап; і етап промивання. На етапі початкової обробки, який звичайно називають етапом попереднього кислотного промивання, оператори, як правило, використовують 10-15 96 соляну кислоту, найкращою є 15 95 соляна кислота через високу реакційну здатність кислоти, що зменшує час, необхідний для отримання кращої швидкості подачі. Метою попереднього промивання кислотою є видалення уламкового матеріалу, який присутній у перфораціях стовбура свердловини, і полегшення початку наступної стадії обробки тріщини за більш низьких тисках, із забезпеченням вільного шляху для рідин гідророзриву, щоб одержати доступ до пласта. На другому етапі, етапі витиснення, рідину нагнітають у стовбур свердловини для руйнування або розриву пласта й ініціювання гідравлічного розриву шару - мішені. На цьому етапі пропант не використовується. На третьому, пропантному етапі суміш води й пропанта (найчастіше природного піску або високоміцного синтетичного пропанта) накачують у стовбур свердловини. Пропант переноситься гелеподібною або в'язкою рідиною (яка також називається рідиною для гідророзриву пласта) у шар і осаджується. Пропант залишається в шарі, щоб підтримувати тріщини відкритими, у той час як тиск знижується, а рідина й надлишковий пропант віддаляються із пласта. Пропант, який залишається в шарі, дозволяє пласту зберігати свою нову підвищену проникність. Нарешті, стадія промивання включає накачування великого об'єму прісної води, яку вводять у стовбур свердловини для вимивання залишку надлишкового пропанта, який усе ще може перебувати усередині стовбура свердловини.
Деякі операції в нафтовій промисловості піддають флюїди впливу дуже високих температур (деякі до 190 7С їі вище); композиції, які використовуються в цих різних операціях, повинні витримувати високі температури, не втрачаючи своєї загальної ефективності. Ці композиції також повинні бути придатними для застосування в операціях у широкому діапазоні температур, при цьому не впливаючи, або, щонайменше, виявляючи мінімальний вплив, або не викликаючи корозії устаткування, з яким вони контактують, у порівнянні зі звичайною мінеральною кислотою, корозійний ефект якої за надвисоких температур дуже складно й дорого контролювати.
Багато країн, які межують із водами, де звичайно проводиться буріння й видобуток на шельфі, прийняли ряд нормативних актів і експлуатаційних параметрів, спрямованих на мінімізацію впливу на навколишнє середовище й людину. Ці правила/процедури включають заборону й/або регулювання використання певних хімічних речовин, які можуть бути шкідливими для морських організмів і/або навколишнього середовища. Щоб втілювати ці дуже строгі правила, багато нафтових компаній використовують дуже дорогі програми локалізації для обробки певних хімікатів, таких як кислоти, які широко використовуються в індустрії розвідки й видобутку нафти й газу.
Кислоти, які зазвичай використовуються в різних нафтогазових операціях, можуть зазнати впливу температур до 190 "С і вище. За цих температур їх реакційна здатність і корозійні властивості експоненціально зростають і, отже, їхня економічна ефективність значно знижується. Корозія є однією з основних проблем за високих температур, і її важко й дорого контролювати за допомогою додаткових хімікатів, якщо її взагалі можна контролювати. У деяких ситуаціях необхідно використовувати механічну процедуру, а не хімічний розчин через температурні обмеження або через дуже дорогі екзотичні кислотні системи, відсутні в широкому доступі на ринку.
Модифіковані й синтетичні кислоти, розроблені й запатентовані на даний час, такі як ті, що містять як основний компонент сечовину й соляну кислоту, спрямовані на підвищення безпеки персоналу, зменшення корозійних ефектів, уповільнення швидкості реакції й зниження токсичності НОСІ. Однак було виявлено, що за температур вище 90-100 С сечовинний компонент у синтетичній або модифікованій кислоті, яка містить таку сполуку, має тенденцію в остаточному підсумку розкладатись й утворювати аміак і диоксид вуглецю як побічний продукт розкладу. Амонійний компонент нейтралізує кислотний компонент НС! і робить продукт нереакційноздатним або нейтральним. Крім того, існує ризик пошкодження стовбура свердловини й/або пласта через неконтрольовані раніше розчинені мінеральні осади внаслідок збільшення рН, спричиненого переважно утворенням аміаку під час фази розкладання. 05 20160032176 А1 розкриває способи обробки підземних свердловин, у яких продуктивний шар представлений карбонатом, які передбачають приготування сполуки для обробки, яка містить або: (а) водний розчин полімеру, який реагує з багатовалентним катіоном; (6) розчин, який містить жирну кислоту й етаноламін; (с) водний кислотний розчин однієї або декількох сполук, чиї солі кальцію є нерозчинними; або (4) водний розчин, що містить сечовину або її алканові похідні, або те й інше, і полівінілпіролідон (ПВП). У ньому говориться, що сполуку для обробки поміщають у свердловину так, щоб розчин контактував з карбонатним шаром під тиском нижчим ніж тиск гідророзриву. У ньому також говориться, що сполука для обробки може реагувати з карбонатним шаром, тим самим осаджуючи плівку на поверхні пласта або частини поверхні пласта. Потім розчин кислоти поміщають у свердловину так, щоб кислота контактувала з карбонатним шаром під тиском нижчим ніж тиск розриву.
Незважаючи на попередній рівень техніки й у світлі істотних проблем, які виникають при використанні кислот у нафтогазових операціях за високих температур, усе ще існує гостра необхідність у пошуку альтернативи відомим синтетичним або комплексним/модифікованим кислотам, які будуть залишатися стабільними за температур 90-100"С, при цьому забезпечуючи безпеку й більш низькі корозійні ефекти модифікованої кислоти й маючи характеристики, співрозмірні з характеристиками звичайної кислоти, такої як НСІ. Автори винаходу з подивом і несподівано виявили, що, комбінуючи алканоламін із соляною кислотою у відповідних співвідношеннях, можна одержати більш безпечну альтернативу цій популярній звичайній мінеральній кислоті (НС), при цьому практично зберігаючи експлуатаційні властивості кислоти, яка залишається корисною в нафтогазових операціях і є конкурентоспроможною за ціною й широко доступною.
Отже, усе ще існує потреба в більш безпечних, більш технічно розроблених композиціях сильних кислот для використання в різних застосуваннях і за різних температур у нафтовій промисловості, які дозволяють знижувати/мінімізувати або усувати ряд пов'язаних з ними небезпек і/або експлуатаційних проблем, таких як високі швидкості корозії й/або безпека, але не 60 обов'язково обмежуючись цим.
Було виявлено, що композиції запропоновані даним винаходом проявляють стабільність при операціях за підвищеної температури (вище 90 "С ї до 190 "С) і, отже, придатні в нафтогазовій промисловості для всіх застосувань, де потрібна кислота, і забезпечують для операторів можливість проводити роботи за високих температур і операції технічного обслуговування/виробництва за допомогою технології, яка забезпечує рівень безпеки, технічні переваги й низьку корозію, комбінація яких дотепер зустрічалася в промисловості рідко, або невідома. Запропонована даним винаходом композиція в ідеалі може бути використана в операціях на нафтовому родовищі, включаючи початкову кислотну обробку, операції кислотного розриву пласта, обробки нагнітальних-поглинаючих свердловин, очищення від накипу шляхом обробки високотемпературним циклічним нагнітанням пари (С55), очищення від накипу гравітаційним дренуванням при нагнітанні пари (ЗАСО), очищення від накипу поверхневого й підземного устаткування й трубопроводів і споруд, обробку фільтраційної кірки, травлення труб або металів, операції матричної кислотної обробки, інтенсифікації, гідророзрив пласта, просочення, цементування, контроль рН флюїдів, операції зі затиснутими трубами, і кислотне промивання, очищення й заповнення колтюбінга, але не обмежуючись цим. Найкращим застосуванням запропонованої даним винаходом композиції є застосування для початкової кислотної обробки, ремонтних робіт і очищення від накипу шляхом високотемпературної циклічної обробки паром і ЗАСО.
Виклад сутності винаходу
Запропоновані даним винаходом композиції були розроблені для нафтогазової промисловості й пов'язаних з нею застосувань з метою вирішення проблем корозії, логістики й обробки, впливу на людину й навколишнє середовище, швидкостей реакцій, рівнів токсичності, тенденцій біодеградації й сумісності пласта/флюїду й устаткування й/або експлуатаційної сумісності виробничої й водоочистної інфраструктури.
Завданням даного винаходу є створення модифікованої кислотної композиції, яка може використовуватися в широкому діапазоні застосувань у нафтогазовій промисловості, і яка має кращі властивості в порівнянні з відомими композиціями. Відповідно до одного аспекту даного винаходу запропонована модифікована кислотна композиція, яка містить сильну кислоту й алканоламін у молярному співвідношенні не більше ніж 15:11; бажано у молярному співвідношенні не більше ніж 10:1, ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 8:1; ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 5:1; ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 4,111; а ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 3:1. Згідно з іншим аспектом даного винаходу запропонована модифікована кислотна композиція, яка містить сильну кислоту й алканоламін у молярному співвідношенні в діапазоні від 3:1 до 15:1, бажано від 31 до 10:1; ще краще від 4:1 до 8:1, також бажано від 5:1 до 6,5:1.
Кращі варіанти здійснення даного винаходу забезпечують модифіковану кислотну композицію, яка при правильному використанні призводить до дуже низької швидкості корозії інструментів скважин і обладнання нафтогазової промисловості.
Згідно із кращим варіантом даного винаходу запропонована модифікована кислотна композиція для використання в нафтовій промисловості, яка здатна до біодеградації. Відповідно до кращого варіанта даного винаходу запропонована модифікована кислотна композиція для використання в нафтовій промисловості, яка забезпечує термостабільність за температури вище 90 "С і до 190 76.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу запропонована водна модифікована кислотна композиція для використання в нафтовій промисловості, яка забезпечує захист від корозії при прийнятній межі температур на нафтовому родовищі у діапазоні до 190 76.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу запропонована водна модифікована кислотна композиція для використання в нафтовій промисловості, яка має мінімальну екзотермічну реакційну здатність при розбавленні або під час процесу розбавлення водою.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу забезпечується водна модифікована кислотна композиція для використання в нафтовій промисловості, яка сумісна з існуючими промисловими кислотними добавками.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу забезпечується водна модифікована кислотна композиція для використання в операціях у нафтовій промисловості, яка відразу вступає в реакцію при контакті/застосуванні з накипом або шарами на основі кальцію.
Відповідно до кращого варіанта даного винаходу забезпечена водна модифікована кислотна 60 композиція для використання в нафтовій промисловості, яка призводить до зниженої ненавмисної ерозії поблизу стовбура свердловини або розчинення поверхні внаслідок більш контрольованого донорства протонів водню. Це, у свою чергу, призводить до більш глибоких, більш оптимальних властивостей проникнення в шар і утворення червоточин, підвищеної проникності, і знижує потенціал для міжпластового перетікання під час типової обробки з механічною ізоляцією в "відкритому стовбурі". Коли високореактивну кислоту, таку як соляна кислота, використовують у свердловині, у якій є пакери з відкритим стовбуром для ізоляції (без обсадної колони), існує можливість втрати міцності на стискання у призабійній зоні, що приводить до зв'язку між зонами або ділянками, що представляють інтерес, а також до потенційного видобутку піску й міграції дрібних часток. Крім того, звичайні мінеральні кислоти, які часто використовуються, такі як соляна кислота, можуть викликати проблеми зі стабільністю стовбура свердловини через їхньої високої реактивної природи, що приводить до значного збільшення потенціалу сил стискання, що приводить до можливих дорогих ремонтних робіт через зруйновані або затиснуті виробничі труби. Корисно мати модифіковану кислоту з підвищеним енергетичним бар'єром активації або більш контрольованим коефіцієнтом дифузії протонів.
Відповідно, кращий варіант здійснення даного винаходу долає принаймні деякі недоліки, виявлені при використанні звичайних кислотних композицій попереднього рівня техніки, пов'язаних з нафтогазовою промисловістю.
Відповідно до іншого аспекту даного винаходу модифікована кислотна композиція також може бути використана в гірничодобувній промисловості для застосувань, обраних із групи, яка складається з обробки проти накипу й регулювання рівнів рН у рідинних системах. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію також можна використовувати у водоочисній промисловості, причому зазначене використання вибирають із групи, яка складається з регулювання рн і нейтралізації лужних стоків. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифікована кислотна композиція також може бути використана у виробництві добрив/ландшафтному дизайні для регулювання рівня рН грунту. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію також можна використовувати для регенерації іонообмінних шарів. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію також можна використовувати в будівельній промисловості, причому зазначене використання обране із групи, яка складається із травлення бетону й очищення бетону устаткування й будинків. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифікована кислотна композиція також може бути використана в електроенергетичній промисловості, причому зазначене застосування обране із групи, яка складається з очищення від накипу трубопроводів і відповідного устаткування, і систем для видалення накипу. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію також можна використовувати в харчовій і молочній промисловості, причому зазначене використання обране із групи, яка складається з виробництва білка, виробництва крохмалю, демінералізованої сироватки, виробництва казеїну й регенерації іонообмінних смол.
Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію можна також використовувати у виробництві басейнів для зниження рН рідин. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифікована кислотна композиція також може бути використана в обробній промисловості для виконання операції, обраної із групи, яка складається із травлення сталі й очищення металу. Відповідно до ще одного аспекту даного винаходу модифіковану кислотну композицію також можна використовувати в роздрібній торгівлі як очищувальну добавку з низьким рН.
Короткий опис креслень
Винахід може бути більш зрозумілим при розгляді наступного опису різних варіантів здійснення винаходу з посиланням на приведені фігури, на яких:
Фіг. 1 є графічним зображенням швидкості витрати різних концентрацій відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу в порівнянні із двома концентраціями контрольної композиції;
Фіг. 2 є графічним зображенням швидкості витрати/реакції різних концентрацій іншого кращого варіанта здійснення даного винаходу в порівнянні із двома концентраціями контрольної композиції;
Фіг. З представляє комп'ютерну томографію різних червоточин, отриманих залежно від нагнітання кислоти (кислотного припливу) у шар;
Фіг. 4 є графічним зображенням результатів тестування взаємозв'язку ефективності червоточин з використанням композиції, яка відповідає кращому варіанту здійснення даного винаходу;
Фіг. БА, 58, 5С, 50 і 5Е є зображеннями червоточин, отриманих під час тестування взаємозв'язку ефективності червоточини з використанням композиції, яка відповідає кращому варіанту здійснення даного винаходу;
Фіг. 6 є графічним зображенням зміни скін-фактора за об'ємом нагнітання для НСІ (15 905) і композиції із Прикладу 1 (90 Фо конц.);
Фіг. 7 є графічним зображенням індексу стимульованої продуктивності у часі для НСІ (15 95) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 Об);
Фіг. 8 є графічним зображенням глибини проникнення в червоточину по всьому об'єму нагнітання НСІ (15 Фо) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 Об);
Фіг. 9 є графічним зображенням порівняння індексу продуктивності при 0 скін-факторові для
НОЇ (15 95) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 95); і
Фіг. 10 є графічним зображенням порівняння індексу продуктивності при скін-факторові 10 для НОЇ (15 95) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 95).
Докладний опис кращих варіантів здійснення
Нижчеподаний опис і викладені в ньому варіанти здійснення представлені як ілюстрація прикладу або прикладів конкретних варіантів здійснення принципів даного винаходу. Ці приклади наведені з метою пояснення, а не обмеження цих принципів і винаходу.
Відповідно одного аспекту даного винаходу запропонована синтетична або модифікована кислотна композиція, яка містить: - сильну кислоту й алканоламін у молярному співвідношенні не більше ніж 15:1; бажано у молярному співвідношенні не більше ніж 10:11, ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 8:11; ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 5:11; ще краще у молярному співвідношенні не більше ніж 4,1:1; і ще краще в молярному співвідношенні не менше ніж 3:1.
Бажано основні компоненти в перерахунку на об'ємні й масові відсотки запропонованої даним винаходом композиції включають алканоламін і сильну кислоту, таку як НОСІЇ, азотна кислота, фосфорна кислота, сірчана кислота, сульфонова кислота. Алканоламін запропонований даним винаходом містить щонайменше одну аміногрупу, -МН», і одну спиртову групу, -ОН. Кращі запропоновані даним винаходом алканоламіни включають моноетаноламін, диетаноламін і триетаноламін, але не обмежуються ними. Ще кращими є моноетаноламін, диетаноламін. Найкращим є моноетаноламін. При додаванні до соляної кислоти утворюється аддукт кислоти/основи Льюіса, де первинна аміногрупа діє як основа Льюіса, а протон НСІ як кислота Льюіса. Сформований аддукт як такий значно знижує небезпечні впливи соляної кислоти, такі як ефект тискання газів/пар пару, гігроскопічність і висока корозійна природа. Різні органічні кислоти також розглядаються відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу.
Молярне співвідношення двох основних компонентів можна регулювати або визначати залежно від передбачуваного застосування й необхідної розчинюючої здатності. Хоча можна використовувати молярне співвідношення НС: МЕА 1-1, результати значно оптимізуються при роботі зі співвідношенням 2:1, а краще зі співвідношенням 3:1. Відповідно до кращого варіанта здійснення, де сильною кислотою є НСІ, можна збільшити співвідношення компонента НСІ для збільшення розчинюючої здатності композиції, у той же час забезпечуючи щонайменше одну з наступних переваг: безпека для здоров'я, безпека для навколишнього середовища й експлуатаційні переваги в порівнянні із соляною кислотою.
Хоча алканоламін, такий як моноетаноламін, є сполукою, відомою фахівцям у даній галузі техніки, фахівці знають, що цю сполуку не слід змішувати із сильною кислотою, такою як НС.
Фактично, фахівець у даній галузі помітить після перегляду паспорта безпеки ЮОУМ для моноетаноламіну ГЕО 85, що є вказівка про те, що слід уникати контакту даної сполуки із сильними кислотами.
Різні інгібітори корозії можуть бути включені до кращої композиції запропонованої даним винаходом, яка містить сильну кислоту й алканоламін для зменшення корозії на сталі, яка контактує з композицією запропонованою даним винаходом. Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу композиція може додатково містити органічні сполуки, які можуть діяти як інгібітори корозії, які обрані із групи, яка складається з ацетиленових спиртів, ароматичних або аліфатичних альдегідів (наприклад, с, ДВ-ненасичених альдегідів), алкілфенонів, амінів, амідів, азотовмісних гетероциклів (наприклад, на основі імідазоліну), солей імінію, триазолів, піридину і його похідних або солей, похідних хіноліну, похідних тіосечовини, тіосемікарбазидів, тіоціанатів, солей четвертинних амінів і продуктів конденсації карбонілів і амінів. Підсилювачі, які можуть бути включені до запропонованої даним винаходом композиції, обрані із групи, яка складається з мурашиної кислоти, йодиду калію, оксиду сурми,
йодиду міді, йодиду натрію, йодиду літію, хлориду алюмінію, оксиду вісмуту, хлориду кальцію, хлориду магнію і їх комбінації. Бажано використовують йодидну сполуку, таку як йодид калію.
Інші добавки можуть бути за необхідності додані до композиції відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу. Необмежуючий перелік таких поширених добавок включає агенти, що регулюють вміст заліза (наприклад відновлювальні агенти), гідрофільні поверхнево-активні речовини, неемульгатори, деемульгатори, піноутворювачі, присадки проти осадоутворення, стабілізатор глини й/або дрібних фракцій, інгібітори утворення накипу, взаємні розчинники, знижувач тертя.
Спирти та їх похідні, такі як алкінові спирти й похідні й бажано пропаргіловий спирт і його похідні, можуть бути використані як інгібітори корозії. Сам пропаргіловий спирт традиційно використовується як інгібітор корозії, який добре працює за низьких концентрацій. Однак він є дуже токсичною/легкозаймистою хімічною речовиною, з якою слід поводитися як з концентратом, тому слід дотримуватися обережності під час впливу концентрату. У композиції запропонованій даним винаходом бажано використовувати 2-пропін-і-ол, який утворює комплекс з метилоксираном, оскільки це більш безпечне похідне для обробки. Вазосоге РР є прикладом такої сполуки.
Йодиди або йодати металів, такі як йодид калію, йодид натрію, йодид міді і йодид літію, можуть потенційно використовуватися як підсилювачі інгібітору корозії разом з композицією відповідно до кращих варіантів здійснення даного винаходу. Фактично, йодид калію є йодидом металу, який традиційно використовується як підсилювач інгібітору корозії, однак він дорогий, але працює дуже добре. Він не регулюється й безпечний в обігу. Йодид або йодат бажано присутні в масових відсотках у діапазоні від 0,1 до 5 мас. 956, краще від 0,2 до З мас. 95, ще краще від 0,25 до 2 мас. 95.
Приклад 1. Спосіб одержання композиції відповідно до кращого варіанта здійснення винаходу.
Моноетаноламін (МЕА) і соляну кислоту використовують як вихідні реагенти. Щоб одержати молярне відношення МЕА до НСЇІ 4,1:1, спочатку змішують 165 г МЕА з 835 г води. У такий спосіб одержують розчин моноетаноламіну. Потім беруть 370 мл попередньо приготовленого розчину моноетаноламіну й змішують із 350 мл водного розчину НС 36 95 (22 за шкалою Боме).
У випадку використання добавок їх додають після ретельного перемішування розчину МЕА й
НОСІ. Наприклад, у цей момент може бути доданий йодид калію, а також будь-який інший компонент, необхідний для оптимізації характеристик запропонованої даним винаходом композиції. Циркуляцію підтримують доти, поки всі продукти не будуть розчинені. Додаткові продукти тепер можуть бути додані в міру необхідності.
Отримана композиція із Прикладу 1 є прозорою (дещо жовтуватою) рідиною, яка має термін придатності більше 1 року. Вона має температуру кипіння близько 100 "С. Вона має питому густоту 1,120,02. Вона повністю розчинна у воді і її рН становить менше 1. Було визначено, що температура замерзання становить менше -35 "С.
Органічний компонент у композиції здатний до біологічної дестукції. Композиція класифікується як слабкий подразник відповідно до класифікації для шкірних проб. Композиція має значно більш низьку димність у порівнянні з 15 95 НС. Тест на токсичність розраховували, використовуючи сурогатну інформацію, і було визначено, що І Охо перевищує 1300 мг/кг.
Таблиця 1
Склад кращих варіантів здійснення композицій із Прикладів 1, 2 і 3.
Молярне відношення 1:4,1 Молярне відношення 1:6,4 Молярне відношення 1:9,9 нию"нинкнвипйїднВШиинннниннининнннншшшшш
НСІ 22 за Боме 550 мл НСЇІ 22 за Боме 850 мл НСЇІ 22 за Боме
Вміст НСІ у композиції із Прикладу 1 відповідає вмісту НСІ в 15 95 композиції НОСІ.
Аналогічно, Приклад 2 відповідає вмісту НОСІ у композиції 20 95 НС. Крім того, Приклад З відповідає вмісту НСІ у композиції з 25 95 НОЇ.
Таблиця 2
Властивості приготовлених композицій відповідно до кращих варіантів здійснення даного винаходу
МЕА:НСІ МЕА:НСІ МЕА:НСІ
Молярне відношення | Молярне відношення | Молярне відношення 1:41 1:6,4 1:9,9 100 95 100 96 100 96
Питома густота при
Концентрація кислоти,
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу, композиція, яка містить алканоламін і сильну кислоту, може додатково містити пакет інгібіторів корозії, такий, що містить терпен, а,З-ненасичений альдегід без метильної групи в альфа-положенні, щонайменше одна амфотерну поверхнево-активну речовину, і розчинник. Бажано, можна використовувати а,В-ненасичений альдегід без метильної групи в альфа-положенні, приклади таких альдегідів включають цитраль і коричний альдегід (і їх похідні), але не обмежуються ними. Ці компоненти бажано присутні в кількості від 0,025 до 0,5 95 у підсумковій модифікованій кислотній композиції.
В інших кращих варіантах здійснення даного винаходу 2-пропін-1-ол, який утворює комплекс з метилоксираном, може бути присутнім у у кількості діапазоні від 0,05 до 5,0 мас. 95, бажано він присутній у кількості в діапазоні від 0,1 до З мас. 95, ще краще від 0,5 до 2,0 мас. 95 і ще краще від 0,75 до 1,5 мас. 95. Як замінник йодиду калію можна використовувати йодид натрію, йодид міді і йодид літію. Однак йодид калію є найкращим.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу пакет інгібіторів корозії може містити терпенові сполуки. Терпени, розглянуті винахідниками для досягнення необхідних результатів інгібування корозії, включають монотерпени (ациклічні), моноциклічні терпени, і бета-іонон. Невичерпні приклади сполук деяких з перерахованих раніше підгруп терпенів включають: для монотерпенів цитраль (суміш гераніаля й нераля), цитронеллаль, гераніол і оцимен; для моноциклічних терпенів альфа-терпинен, карвон, р-цимен. Бажано, терпени обрані із групи, яка складається із цитраля, іонона, оцимена й цимена.
Бажано пакет інгібіторів корозії містить поверхнево-активну речовину, яка є екологічно нешкідливою. Ще краще, поверхнево-активна речовина здатна витримувати вплив температур щонайменше до 220 "С протягом від 2 до 4 годин у закритому середовищі без руйнування.
Бажано в пакеті інгібіторів корозії присутні поверхнево-активні речовини, які є амфотерними.
Бажано амфотерна поверхнево-активна речовина обрана із групи, яка складається із сультаїнової поверхнево-активної речовини, бетаїнової поверхнево-активної речовини та їх комбінації. Ще краще сультаїнова поверхнево-активна речовина й бетаїнова поверхнево- активна речовина обрана із групи, яка складається з амідобетаїнової поверхнево-активної речовини; амідосультаїнової поверхнево-активної речовини та їх комбінацій. Ще краще, амідобетаїнова поверхнево-активна речовина обрана із групи, яка складається з амідобетаїну, який має гідрофобний хвіст від Св до Сів. Найкраще, амідобетаїн, який має гідрофобний хвіст від Св до Стів, є Кокамідобетаїном.
Бажано також пакет інгібіторів корозії додатково містить аніонну поверхнево-активну речовину. Бажано аніонна поверхнево-активна речовина є карбоксильною поверхнево- активною речовиною. Ще краще, карбоксильна поверхнево-активна речовина є дикарбоксильною поверхнево-активною речовиною. Ще краще, дикарбоксильна поверхнево- активна речовина має гідрофобний хвіст від Св до Сівє. Бажано, дикарбоксильна поверхнево- активна речовина є лауримінодипропіонатом натрію.
У деяких кращих варіантах здійснення використовують пакет інгібіторів корозії, який містить кокамідопропілбетаїн і В-аланін, М-(2-карбоксиетил)-М-додецилі-, натрієву сіль (1:1).
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу при приготуванні кислотної композиції, яка містить пакет інгібіторів корозії, як підсилювач інгібітору корозії можуть бути додані йодиди або йодати металів, такі як йодид калію, йодид натрію, йодид міді і йодид літію.
Йодид або йодат бажано присутні в масовому/об'ємному процентному співвідношенні в діапазоні від 0,1 до 1,5 95, ще краще від 0,25 до 1,25 95, ще краще 1 95 за масою/об'ємом кислої композиції. Найкраще як йодид використовувати йодид калію.
Бажано терпен присутній у кількості від 2 до 25 об. 95 від загального об'єму пакета інгібіторів корозії.
Відповідно до кращого варіанта здійснення, у випадку їх присутності, пропаргіловий спирт або його похідне присутні у кількості від 20 до 55 об. 95 від загального об'єму пакета інгібіторів корозії.
Бажано щонайменше одна поверхнево-активна речовина присутня в кількості від 2 до 20 об. 95 від загального об'єму пакета інгібіторів корозії.
Бажано, розчинник присутній у кількості від 10 до 45 об. 95 від загального об'єму пакета інгібіторів корозії.
Відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу пакет інгібіторів корозії містить: 2-пропін-1-ол у комплекті з метилоксираном; В-аланін, М-(2-карбоксиетил)-М-додецил-натрієву сіль (1:1); кокамідопропилбетаїн; (ж) -3,7-диметил-2,6-октадіеналь (цитраль); та ізопропанол. Ще краще, композиція містить 38,5 до 2-пропін-1-олу в комплекті з метилоксираном, 5 9о ВД-аланіну,
М-(2-карбоксиетил)-М-додецил-натрієвої солі (1:11), 595 кокамідопропілбетаїну, 20 95 (ж) -3,7- диметил-2,6-октадіеналю (цитралю), і 31,5 95 ізопропанолу (усі відсотки є об'ємними відсотками).
При використанні з композицією запропонованою у кращому варіанті здійснення даного винаходу цитраль присутній у концентрації в діапазоні від 5 до 30 об. 95 від загального об'єму пакета інгібіторів корозії; коричний альдегід може бути присутнім у концентрації від 5 до 30 об. 95; і кокамідобетаїн може бути присутнім у концентрації від 2,5 до 15 об. 95. Залежно від різних факторів, таких як температура, кислота, метал тошо, кращі навантаження на пакет інгібіторів корозії в кислотних композиціях можуть становити від 0,1 до 7,5 об. 95, ще краще від 0,1 до 5 об.95. Проведені різні випробування біодеструкції, токсичності й біоаккумуляції показали, що більшість композицій, які використовують ці компоненти, були визначені як такі, що задовільно відповідають вимогам для включення в класифікацію "жовте маркування" для морського застосування в Північному морі (Норвегія).
Корозійні випробування
Композиції запропоновані у кращому варіанті здійснення даного винаходу піддавали корозійним випробуванням. У більшості випадків пакети інгібіторів корозії були додані до різних кислотних рідин. 96 компонента пакета інгібіторів корозії вказує його процентний вміст у підсумковій змішаній композиції (кислота -- інгібітор корозії). Результати корозійних випробувань наведені в таблицях 3-25. Як контроль використовували композиції НОСІ. Пластини з різних марок сталі піддавали впливу різних перерахованих композицій протягом різних періодів часу за різних температур. Кращим результатом є той, у якому число корозії у фунтах/фут? становить 0,05 або нижче. Ще краще це число становить 0,02 або нижче.
Таблиця З
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ без використання добавки - час випробувань 6 годин на пластинах сталі 1018 за температури 110 "С із площею поверхні 41,4 см? (густота пластини 7,86 г/см3)
Пакет Час
Темпера- |інгібіто-| Вихідна | Кінцева | Втрата Тис. частин Фунти тура, "С рів маса (г) | маса (г) | маси (г) випробування дюйма/год. мм/год. /фут? корозії (годин) 1154,07
Свхна| по ене зла сля. 0500 велюр то, доб» | м (ее |жеіюое| чав) з нев рювчонн розбав. до 110 немає | 74181 62,579 11,603 20495,131 |520,576| 0,574 90
Таблиця 4
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час роботи варіюється від 2 до 6 годин на пластинах зі сталі І -80 за різних температур, які мають площу поверхні 28,0774 см: (густота пластин 7,86 г/см3)
Пакет інгібіторів | Втрата Час Тис. частин емп.7С аналізу в мм/год. |Фунти/фут? корозії маси (г) дюйма/год. (години)
Приклад 1, о Й 5О 95 ' М
Приклад 1, о Й 5О 95 ' М
Приклад 1, 2,0 95 СІ-Б розбав. до 150 0025 95 СІ-4А 0,243 4 950,544 24144 0,018 5О 95 ' Й
Приклад 7, 3,0 96 СІ-5 розбав. до 150 0025 95 СІ-4А 0,231 4 903,6614 | 22,953 0,017 5О 95 ' Й
Приклад 1, 7 Б 95 СІ-5 розбав. до 200 0 4 9 СІ Ід 0,355 2 2775,448 70,496 0,026 5О 95 Я
Приклад 1, о Й розбав. до 110 56 1 0077 2000323 | 5,081. 0,006 0,1 6 СІ-1А 50 о
Розбавлення рідини здійснювали з використанням концентрату композиції (Приклад 1) і розбавлення водою з водогону до половини початкової концентрації.
СІ-1А означає йодид калію; СІ-5 означає запатентований пакет інгібіторів корозії, який містить терпен, коричний альдегід або його похідне, щонайменше одну амфотерну поверхнево- активну речовину, і розчинник.
Таблиця 5
Порівняння корозійних випробувань між МЕА-НСІ і ДЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування варіює від 2 до 6 годин на різних сталевих пластинах за температури 110 "С із площею поверхні 28,0774 см: (густота пластини 7,86 г/см)
Пакет Вихідна ІЮстаточна)| Втрата Час Тис. частин
Сталь інгібітору випробування «5 мм/год. І(Фунти/фута -7| маса (г) | маса (г) маси (г) дюйма/год. корозії (години) риклад 1,75 95
М80 | СІ-5 1 95| 61,2451 6б1,137 | 0108 281,5558 | 7,152 0,008 розбав. СІЛА до 50 95 5090 | 1,75 95 80 ІДЕА:НСІЇСІ-5 1 95| 60,5502 | 60,3834 | 0,167 4 651,6676 |16,552| 0,012 1:41 СІЛА 5090 | 1,75 95
М8О ІДЕА:НСІ|СІ-5 1 965| 60,3421 60236 | 0,106 4 414,52 10,529| 0,008 1:41 СІЛА
Таблиця 6
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 6 годин на пластинах зі сталі 1018 за температури 90 "С із площею поверхні 41,4 см: (густота пластини 7,86 г/см3) корозії маса (г маса (г маси (г) | дюйма/год.
Приклад 1, о розбав. до 0799 СІ, | 744448 | 740485 | 0,096 | 1701068.) 4,321 0,005
БО 9, 0,25 Чо СІЛА 95 ДЕА: | 0,75 Фо СІ-5,
НСіЯ4я | 0,25 95 СІЛА 74224 741375 0,087 152,7958 3,881 0,004
Приклад 1, розбав. до | Немає 74,1723 | 65,8583 8,314 14686,06 373,026 0,411 50 о
Приклад, 259, СІ-5, розбав. до 74,0726 | 73,4539 0,619 1092,888 27,159 0,031
БО 9, 0,15 95 СІЛА
Приклад 1, ву (ч. розбав.до | 020915, | 744381) 73744 | 0,394 | 696484 | 17682 | 0,019
БО 9, 0,15 95 СІЛА
Приклад 1, розбав. до | Немає 74,0655 | 61,9836 12,082 21341,78 542,081 0,598 50 до
Приклад ї,) дБ 95 СІ-5 розбав. до й о х | 74,1492 | 71,8392 2,310 4080443 103,643 0,114
БО 9, 0,15 95 СІЛА
Приклад ї,) 50 95 СІ-5, розбав. до 741115 | 73,6647 0,447 789,239 20,047 0,022
БО 9, 0,15 95 СІЛА
Приклад 1, розбав. до | Немає 74,1601 59,278 14,882 2628812 667,718 0,736 50 о
Приклад ї,; 25 95 СІ-5, розбав. до 74153 70,3044 3,849 6798,266 172,676 0,190
БО 9, 0,15 95 СІЛА
Приклад 1, ву (ч.
СА 744107 | 733095 | бої | заї526 | зБелїв | 0,040 5О 95 пи
Таблиця 7
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 6 годин на пластинах зі сталі І 80 за температури 120 "С із площею поверхні 41,4 см: (густота пластин 7,86 г/см3)
Пакет інгібіторів! Вихідна | Фінальна | Втрата |ТГис. частин Фунти/ ш й мм/год. корозії маса (г) маса (г) | маси (г) |дюйма/год. фут:
Приклад 1, 0,75 95 СІ-5, розбав. до 5095. 0,50 95 СІЛА 59,8578 59,564 0,294 | 518,9759 | 15,182 | 0,015
Приклад 1, 1,0 96 СІ-5, розбав. до 5095). 0,75 95 СІЛА 602693 | 59,9396 0,330 | 582,3906 | 14,793 | 0,016
Приклад 1, 1,25 965 СІ-5, розбав. до 5095. 0,75 95 СІЛА 60,4076 | 59,5108 0,897 | 1584131 | 40237 | 0,044
Таблиця 8
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 6 годин на пластинах зі сталі 1018 за температури 90 "С із площею поверхні 41,4 см: (густота пластини 7,86 г/см3)
Пакет . . інгібіторів Вихідна | Фінальна ) Втрата Тис. частин мм/год. ІФунти/фут? корозії маса (г) маса (г) | маси (г) | дюйма/год.
Прикладї, | 0,609; СІ-5 розбав. до 025 95 СІЛА 74,0052 73,7828 0,222 392,8531 9,978 0,011 5О 95 мо
Приклад 1, о Й оо СІТА талів: | 73823 | 0282 | 5ІБеХЗ | 13М06 0014 5О 95 мо
Приклад 2, | 0,609; СІ-5 розбав. до 025 95 СІЛА 74,0215 73,8259 0,196 345,5129 8,776 0,010 5О 95 м
Приклад 2, | 05095 СІ-5 розбав. до 025 95 СІЛА 74,063 73,7148 0,348 615,0694 15,623 0,017 5О 95 м
Приклад 3, | 0,609; СІ-5 розбав. до 0 25 о; СІЛА 74,0873 73,5028 0,585 1032,476 26,225 0,029 5О 95 я
Приклад 3, о Й
СА 740916 73,51 | б5В2 | 1027,3053 | 260951. 0,029 5О 95 мо
Таблиця 9
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за різної температури (густота пластин 7,86 г/см3)
Час Площа
Темп.| випробу- | Пакет інгібіторів ща Тис, частин Фунти/
Пластина ес ш поверхні й мм/год. 2 вання корозії (см?) дюйма/год. фут (години)
Приклад 1 0,6 95 СІ-5
М8о (розбав. до 0 02 о, 28,0774 | 240403 6,106 | 0,007
БО 97 025 95 СІЛА
Приклад 1 о Й 5О 95 ' ШІ
Приклад 1 0,6 95 СІ-5
РІТО (розбав. до 4 00? о, СІЛА 28,922 364,487 9,258 | 0,007 9 25 те СІ:
Приклад 1 0,6 95 СІ-5
ОтТ900 (розбав. до 0 025 о, СІЛА 34,31 93,784 2,382 | 0,003 5О 95 ' ШІ
Приклад 1 о Й
МВо (розбав. до) 110 оо 65 | 280774 завів | 10,069.) 0,011
БО 97 /050 95 СІЛА
Приклад 1 о Й 955 (розбав. до) 110 оо Що с РА | 28922 144632 | 3,674 | 0,004
БО 97 «050 Фо СІ-
Приклад 1 о Й
РІТО мо 4 око ще с РА | 28922 | 701287 17,13 0,013 5О 95 ' ШІ
ОТ900 |Прикладі!|110| 6 | 0,7595С1-5 34,31 339,966 | 8,635 | 0,010 его ря ГО о
Приклад 1 о Й 1018 (розбав. до) 110 оо де СІ-5 33,22) 313,9176 | 7,974 | 0,009
БО 97 /050 95 СІЛА
Приклад 1 (розбав. до 0,6 Фо СІ-5
І 80 З3З 95 від 0,025 9501--4-А 28,0774 | 278,170 7,066 | 0,008 вихідного 0,1 96МЕ-1 розчину)
Приклад 1 (розбав. до 0,6 Фо СІ-5
І 80 З3З 95 від 120 0,025 9501--4-А 28,0774 | 1773,724 | 45,053 | 0,050 вихідного 0,1 зУ6МЕ-17 розчину)
Приклад 1 (розбав. до 0,75 95 СІ-5
І 80 З3З 95 від 120 0,05 95 СІ-1А 28,0774 | 798,566 | 20,284 | 0,022 вихідного 0,1 96МЕ-1 розчину)
Приклад 1 о Й госовв, ло зорльсі
РІТО З3З 95 від 120 СІЯА 28,922 | 1398,528 | 35,523 | 0,040 вихідного 0,1 95 МЕ-1 розчин
Приклад 1 о Й (розбав. до То ов з 9
РІТО З3З 95 від 120 СІЛА 28,922 834,161 | 21,188 | 0,024 вихідного о Й розчину) 0,1 до МЕ-1
Таблиця 10
Корозійні випробування різних композицій МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за різних температур (густота пластин 7,86 г/см) п Темп. Час . Пакет. Площа Тис. Фунти/фу ластина ос випробування | інгібіторів поверхні частин | мм/год. т? (години) корозії (см? дюйма/год.
Прикл ад 2 196 СІ-5
РІТО (розба 72 28,922 66,648 1,693 0,023 0,1 д6 СІЛА в. до 50 о
Прикл ад 295 СІ-5
РІТО (розба 72 0,2 95 СІЛА 28,922 36,832 0,936 0,013 в. до 50 о
Прикл ад 396 СІ-5
РІТО (розба 72 0,3 95 СІЛА 28,922 34,957 0,888 0,012 в. до 50 до
Прикл ад 295 СІ-5
РІТО (розба 168 0,2 95 СІЛА 28,922 38,063 0,967 0,031 в. до 50 о
РІТО Приклі 90 | 168 (| 395015 28,922 33,431 0,849 | 0,027 ад2 0,3 до СІЛА (розба в. до 50 о
Прикл ад 1
М8о (розба 0,25 95 СІ-5 28,0774 123,197 3,129 0,003 в. до 50 о
Прикл ад 1 355 (розба 0,25 95 СІ-5 28,922 79,901 2,029 0,002 в. до 50 о
Прикл ад 1 1018 |(розба 0,25 95 СІ-5 33,22 431,472 | 10,959 0,012 в. до 50 о
Прикл ад 1 1,75 96 С1І-5 355 (розба| 130 0,125 95 СІ- 28,922 515,314 | 13,089 0,014 в. до ТА 50 до
Прикл ад 1 1,75 96 С1І-5 1018 |(розба!| 130 0,125 95 СІ- 33,22 1371,683 | 34,841 0,038 в. до ТА 50 о
Прикл ад 1 2,25 Чо С1І-5
М8о (розба| 130 0,175 96 СІ- 28,0774 1671,884 | 42,466 0,047 в. до ТА 50 о
Прикл ад 1 2,25 Чо С1І-5 1018 |(розба!| 130 0,175 96 СІ- 33,22 1289,351 | 32,750 0,036 в. до ТА 50 до
Прикл ад 1 2,25 Чо С1І-5
М8о (розба| 150 4 0,225 96 СІ- 28,0774 1498,679 | 38,066 0,028 в. до ТА 50 о
Прикл ад 1 2,50 Чо СІ-5
М8о (розба| 150 4 0,275 96 СІ- 28,0774 1058,374 | 26,883 0,020 в. до ТА 50 о
Таблиця 11
Корозійні випробування композиції із Прикладу 1 (розбавленої до 50 95) з використанням різних концентрацій тих самих добавок - різний час випробування на пластинах зі сталі І 80 за температури 150 "С або 170 "С (густота пластини 7,86 г/см3) (площа поверхні пластини 28,0774 см?
Темп Час Пакет інгібіторів| Тис. частин о "| випробування корозії юйма /го мм/год. І(Фунти/фут? (годин) р д д.
Приклад 1 о Й (розбав. до 150 4 025 Що с РА 75265268 1913) 0,014 9 25 СІ:
Приклад 1 2,5 95 СІ-Б (розбав. до 150 4 025 95 СІ-1А 553,6049245 | 14,062 0,010 5О 95 м
Приклад 1 7,5 95 СІ-5 (розбав. до 170 З о 2690,017248 | 68,326 0,038 0,75 до СІ-4-А 50 о
Таблиця 12
Корозійні випробування різних композицій МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на пластинах зі сталі І 80 за температури 120 "С (густота пластини 7,86 г/см3) (площа поверхні пластини 28,0774 см?)
Час Пакет інгібіторів Тис. частин випробування й о мм/год. Іфунти/фут? корозії дюйма/год. (години)
БО 97 З 0,25 95 СІ-ТА 492,2669054 12,504 0,007
БО 97 З 0,5 95 СІЛА 557,9024928 14171 0,008
Приклад 2 (розбав. до 0,5 Фо СІ-5
ЗЗ 9о вихідного розчину) З 0,25 95 СІЛА 797,5244785 20,257 0,011
Приклад 2 (розбав. до 0,75 95 СІ-5
ЗЗ 9о вихідного розчину) З 0,5 96 СІЛА 434,9659958 11,048 0,006
Приклад 1 (розбав. до 0,5 Фо СІ-5
ЗЗ 9о вихідного розчину) З 0,25 95 СІЛА 502,6852526 12768 0,007
Приклад 1 (розбав. до 0,5 Фо СІ-5
ЗЗ 9о вихідного розчину) 4 0,25 95 СІЛА заа,228А121 13,823 0,010
З3З 95 вихідного розчин 9 0,25 96 СІЛА 1210,820312 30,755 0,028
Приклад 1 (розбав. до 0,5 Фо СІ-5
БО 95 4 0,25 95 СІЛА 566,4976292 14,389 0,011
БО 97 5 0,25 95 СІ-ТА 984,5338108 25,007 0,023
Таблиця 13
Корозійні випробування різних композицій МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за температури 90 "С (густота пластини 7,86 г/см3)
Час Пакет Площа нет ни Інни ЕЕ ван години корозії сме дюима/год.
Приклад 1 1,5 95 СІ-5
І 80 (розбав. 72 0 і5 ву, СІЛА 28,0774 | 59,40628395 | 1,509 0,020 до 50 95 я те БЕ 0 ДОВИХ звю евнюнн зе оон
РІТО (розбав. 72 пов 28,922 | А1,69960594 | 1,059 0,014 0,15 95 СІ-1А до 50 95
Приклад 1 2,0 95 СІ-5
РІТО (розбав. 72 0 2 в; СІА 28,922 | 38,85501433 | 0,987 0,013 до 50 95 о - еЖеІ ера воле оте тов | оме
І 80 (розбав. 0,025 95 СІ-| 28,0774 | 278,6907877 | 7,079 0,008 до 50 Фо ТА чо еЖтІ ера волю свиню | ме | оню
М8о (розбав. 0,025 95 СІ-| 28,0774 | 175,028233 4,446 0,005 до 50 Фо ТА
Приклад 2 0,5 Фо СІ-5 355 (розбав. 0,025 95 СІ-| 28,922 | 169,6640864 | 4,309 0,005 до 50 Фо ТА
Приклад 2 0,5 Фо СІ-5
РІТО (розбав. 0,025 95 01-| 28,922 | 214,4189945 | 5,446 0,006 до 50 Фо ТА стаю ЖІ ЗК зюи ношею озе| ом
ОТ-900 | (розбав. 0,025 95 01І-| 34,31 94,21005901 | 2,393 0,003 до 50 Фо ТА се вт є ЗКЖО за |ехянне|жео| оше: 101805 ) (розбав. 0,025 95 01-| 33,22 1000,529698 | 25,413 0,028 до 50 Фо ТА
Таблиця 14
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - протягом 6 годин випробування на різних сталевих пластинах за температури 110 "С (густота пластини 7,86 г/см) соді. Площа
Пластина Пакет інгібіторів поверхні тис. частин мм/год. ІФунти/футг корозії (сме дюйма/год.
Приклад 2 о
І 80 (розбав.до| 979 75 СІ75 28,0774 45807277. | 11644 | 0013
БО 9 0,05 Фо СІ-1А
Приклад 2 о 5О 95 МОМ
Приклад 2 о 5О 95 МОМ
Приклад 2 о 5О 95 МОМ
Приклад 2 о 5О 95 МОМ
Приклад 2 о Й 1018с5 СІЧ 33,22 1і95,2б2ваї15 4960 | 0,005 5О 95 МОМ
Приклад2 4095 СІ-5
І 80 (розбав. до ді 28,0774 616,2452371 15,653 0,017
БО у 0,075 д5 СІЛА
Приклад2 4095 СІ-5
М8о (розбав. до 0 075 о, СІЛА 28,0774 515,9686453 13,106 0,014 5О 95 ' ШІ
Приклад2 4095 СІ-5
РІТО (розбав. до 0 075 о, СІЛА 28,922 297,3546433 7,553 0,008 5О 95 ' ШІ
Таблиця 15
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за різних температур (густота пластин 7,86 г/см3)
Тем Час Тиб. випробі Пакет Площа пер вод. частин мм/год | Фунти
Пластина ування) інгібіторів поверхн В 2 атур - й 2 дюйма/го |. /фут ас (годин | корозії і (см) д и) "
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 10 95 від 40 0,025 95 СІ-1А | 35,22 39,185 | 0,995 10,001 вихідного розчин 0,1 У МЕ-1
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 25 95 від 40 0,025 95 СІ-1А | 35,22 37,864 | 0,962 10,001 вихідного розчину) 0,1 95 МЕ-1
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 33 95 від 40 0,025 95 СІ-1А | 35,22 39,405 | 1,001 10,001 вихідного розчину) 0,1 95 МЕ-1
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 10 95 від 70 0,025 95 СІ-4А | 33,22 | 129441 | 3,288 | 0,004 вихідного розчину) 0,1 95 МЕ-1
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 25 95 від 70 0,025 95 СІЛА | 35,22 | 123,278 | 3,131 | 0,003 вихідного розчину) 0,1 95 МЕ-1
Приклад 1 (розбав. 0,5 до СІ-5 101805 |до 33 95 від 70 0,025 95 СІ-1А | 33,22 | 139,788 | 3,551 | 0,004 вихідного розчину) 0,1 95 МЕ-1
Приклад 1 (розбав. З 96 0-5
І 80 до 50 92 150 А 0,3 95 СІ-ТА 28,0774 | 1383,426 | 35,139 | 0,026
Приклад 1 (розбав. 1,5 95 СІ-6 до 90 95 від 110 оо 28,922 | 227,567 | 5,780 | 0,006 : 0,15 95 СІЛА вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6 55 до 90 95 від 110 у 28,922 | 313,790 | 7,970 /0,009 й 0,1 6 СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6
І 80 до 90 95 від 110 " 7 28,0774| 714,178 |18,140 1 0,020 : 0,1 6 СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6
М8о до 90 95 від 110 0 о СІЧА 28,0774 | 1172,325 |29,777 | 0,033 вихідного розчину) бо
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6
РІТО до 90 95 від 110 0 о СІЧА 28,922 | 1038,971 |26,390 | 0,029 вихідного розчину) бо
Й Приклад 1 (розбав. 1,25 95 С1І-6
От-900 до 90 95 від 110 01 95 СІ-ТА 34,31 | 663,520 І16,8531|0,019
1111111 Фвихідноюрозчину | | /! Її |! 9 / її
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6 101805 |до 90 95 від 110 0 ву СІЧА 33,22 | 779,731 |19,68051 0,022 вихідного розчину) бо
Приклад 1 (розбав. 125 92 СІ-6
І 80-СВА13 | до 90 95 від 110 З 0 ву СІЧА 8,47 286,649 | 7,281 | 0,004 вихідного розчину) бо
Приклад 1 (розбав. 0,75 95 СІ-5 355 до 90 95 від 110 28,922 | 135,276 | 3,436 | 0,004 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 0,75 95 СІ-5
І 80 до 90 95 від 110 28,0774| 201,335 | 5,114 | 0,006 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчин
Приклад 1 (розбав. 0,75 95 СІ-5
М8о до 90 95 від 110 28,0774| 178,154 | 4,525 10,005 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 0,75 95 СІ-5
РІТО до 90 95 від 110 28,922 | 189,134 | 4,804 | 0,005 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 0,75 95 СІ-5
От-900 до 90 95 від 110 34,31 | 165,187 | 4,196 | 0,005 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 0 75 95 СІ-5
От-800 до 90 95 від 110 й й 34,31 | 135,134 | 3,432 | 0,004 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. 0 75 95 СІ-5 101805 |до 90 95 від 110 про 33,22 | 270,330 | 6,866 | 0,008 : 0,05 Фо СІ-1А вихідного розчину)
СІ-6: патентований інгібітор корозії, який містить цитраль і коричний альдегід.
СІ-4А: пропаргіловий спирт із метилоксираном.
Таблиця 16
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за температури 120 "С (густота пластини 7,86 г/см3)
Час випро Площа
Пласти буван | Пакет інгібіторів ща Тис. частин Фунти/ ш поверхні їй мм/год. 2 на ня корозії (см?) дюйма/год. фут (годин и)
Приклад 1 (розбав.
РІТО |до 20 95 вихідного 0,90 95 СІ-5 СМЕ! 28,922 | 787,8886636 | 20,012 | 0,022 розчину)
Приклад 1 (розбав.
ОТ-900)| до 20 95 вихідного 0,90 95 СІ-5 СМЕ| 34,31 1283,771913 | 32,608 | 0,036 розчину)
Приклад 1 (розбав.
РІТО |до 20 95 вихідного 1,0 945 СІ-5 СМЕ | 28,922 | 875,6285116 | 22241 | 0,025 розчину)
Приклад 1 (розбав.
РІТО |до 20 95 вихідного 1,25 95 СІ-5 СМЕ| 28,922 | 602,5477167 | 15,305 | 0,017 розчину)
Приклад 1 (розбав.
РІТО |до 20 95 вихідного 1,5 95 СІ-5 СМЕ | 28,922 787,635811 20,006 | 0,022 розчину)
Приклад 1 (розбав.
ОТ-100)| до 20 95 вихідного 2 |1,2595 СІ-5 СМЕ| 28,922 | 221,4988669 5,626 0,002 розчину)
от- Приклад 1 (розбав. 1300 дО 20 95 вихідного 2 |1,2595СІ-5СМЕ| 29,7 549,5832215 | 13,959 | 0,005 розчину)
Приклад 1 (розбав.
ОТ-100)| до 20 95 вихідного З 11,2595 СІ-5 СМЕ| 28,922 | 293,3090019 7,450 0,004 розчину) от- Приклад 1 (розбав. 1300 дО 20 95 вихідного З |1,2595СІ-5СМЕ| 29,7 523,4829431 13,296 | 0,007 розчину)
Приклад 1 (розбав.
ОТ-100)| до 20 95 вихідного 4 |1,2595 СІ-5 СМЕ| 28,922 | 429,3436941 10,905 | 0,008 розчин
СІ-БСМЕ означає пакет інгібіторів корозії, який містить СІ-5, КІ і не-емульгатор.
Таблиця 17
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 6 годин на різних сталевих пластинах за температури 90 "С (густота пластин 7,86 г/см) . Пакет. Площа Тис.частини Фунти/ф
Пластина інгібіторів поверхні М мм/год. 2 щі 2 дюйма/год. уг корозії (см
Приклад 2 (розбав. до су (о
РІ10 20 95 вихідного розчину) 0,5 ую СІ-БСМЕ| 34,839 215,158445 | 5,465 | 0,006
Й Приклад 2 (розбав. до су (о
ОтТ-100 2095 вихідного розчин 0,5 ую СІ-5СМЕ|Ї 30,129 | 244,1796076| 6,202 | 0,007
Й Приклад 2 (розбав. до су (о
ОтТ-1300 20 95 вихідного розчину) 0,5 ую СІ-5СМЕ| 32,064 | 329,1078442 | 8,359 | 0,009
Приклад 2 (розбав. до су (о
РІ10 20 95 вихідного розчину) 0,5 ую СІ-5СМЕ| 34,39 | 221,8755867 | 5,636 | 0,006
Й Приклад 2 (розбав. до су (о
ОтТ-100 20 95 вихідного розчину) 0,5 ую СІ-5СМЕЇ 30129 | 276,7045255| 7,028 | 0,008
Й Приклад 2 (розбав. до су (о
ОтТ-1300 20 95 вихідного розчину) 0,5 о СІ-БСМЕ) 32,064 342,56409 8,701 0,010
Таблиця 18
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 4 години на пластинах зі сталі І 80 за температури 150 "С (густота пластин 7,86 г/см3) ш 2 їй мм/год. 2 корозії см дюйма/год.
Приклад 2 3,0 бо СІ-5 (розбав. до 50 95 0,8 95 СІЛА 31,806 1361,545612 |34,593| 0,025
Приклад 2 2,5 У СІ-5 (розбав. до 50 95 0,25 95 СІ-ТА 31,806 1575,28604 |40,016| 0,029
Таблиця 19
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на пластинах зі сталі І 80 за температури 150 "С (густота пластин 7,86 г/см) (площа поверхні пластин 31,806 см)
Час випробу | Пакет інгібіторів | Тис. частин мм/го Фунти/фу вання корозії дюйма/год. д. те (години)
Приклад З 2,5 У СІ-5 (розбав. до 50 95 02595СІЛА | 179509087 | 369657 | 0,027
Приклад З 3,0 бо СІ-5 (розбав. до 50 95 0,3 ую СІЛА 1308,14376 33221 0,024
Приклад З 3,0 96 СІ-5 о А 0,3 ую СІЛА 958,7766021 24,353 0,018 (розбав. до 50 95) 1,0 ую 6-3 2,75 Ую СІ-5
ПрикладЗ 4 б25есСІЛА | 1047,066822 26595 | 0,019 (розбав. до 50 95) 1,0 ую 6-3 2,75 Ую СІ-5 (позбав. БО з) 4 025еСІЛА | 1672,685799 | 42486 | 0,031 розсав, до 57 2,0 95 6-3 3,0 96 СІ-5
ПрикладЗ 5 0,3 965 СІ-ТА 1338,424546 | 33996. 0,031 (розбав. до 50 95) о 1,0 ую 6-3 6-3 відноситься до етоксилату з коротким ланцюгом із Сб і З етоксилатних груп, що діє як неіонна поверхнево-активна речовина/розчинник
Таблиця 20
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на різних сталевих пластинах за температури 120 "С (густота пластин 7,86 г/см3) (площа поверхні пластин 31,806 см)
Час Пакет інгібіторів Площа Тис.частин Фунти/
Пластини випробування корозії поверхні юйма/го мм/год. фут? (години) Р (см? д д. УТ
Приклад 1 (розбав. до 0 90 9/
РІТО 20 9о " й 28,922 | 787,8886636 | 20,012 | 0,022 - СІ-БСМЕ вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 0 90 9/
ОТ-900 120 90 ' й 34,31 1283,771913 | 32,608 | 0,036 - СІ-БСМЕ вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 1.0 97
РІТО 20 9о АК 28,922 | 875,6285116 |) 22241 |) 0,025 - СІ-БСМЕ вихідного розчин
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
РІ10 20 96 " й 28,922 | 602,5477167 | 15,305 | 0,017 - СІ-БСМЕ вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до
РІ10 20 96 1,5 95 СІ-БСМЕ | 28,922 787,635811 20,006 | 0,022 вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
ОТ-100 120 95 2 СІ БСМЕ 28,922 | 221,4988669 | 5,626 | 0,002 вихідного розчин
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
ОТ-1300 |20 до 2 СІ БСМЕ 29,7 549,5832215 | 13,959 | 0,005 вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
ОТ-100 120 95 З СІ БСМЕ 28,922 | 293,3090019 | 7,450 | 0,004 вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
ОТ-1300 |20 до З СІ БСМЕ 29,7 523,4829431 | 13,296 | 0,007 вихідного розчину)
Приклад 1 (розбав. до 125 9,
ОТ-100 120 95 4 СІ БСМЕ 28,922 | 429,3436941 | 10,905 ) 0,008 вихідного розчину)
Таблиця 21
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 6 годин на різних сталевих пластинах за температури 90 "С (густота пластин 7,86 г/см
БЕ НСС іні св КВ ВК ластина їй плщя - мм/год. 2 корозії поверхні (см-) | дюйма/год. фут
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
Приклад 2 (розбав. 0,5 9
СІБ-СМЕ є інгібітором корозії СІ-5, комбінованим з йодидом калію, розчиненим у ньому, і з не- емульгатором.
Таблиця 22
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - час випробування 4 години на пластинах зі сталі І 80 за температури 1502С (густота пластини 7,86 г/см) (площа поверхні пластин 31,806 см?)
Пакет інгібіторів Тиб.частин 2
Приклад 2 (розбав. до 3,0 бо СІ-5
І 80 БО ело/ 0,38 95 СІ-ТА 1361,945612 34,593 0,025
Приклад 2 (розбав. до 2,5 У СІ-5
І 80 БО оо 0,25 95 СІ-ТА 1575,428604 40,016 0,029
Таблиця 23
Порівняння корозійних випробувань МЕА-НСІ з використанням різних добавок - різний час випробування на пластинах зі сталі І 80 за температури 150 "С (густота пластин 7,86 г/см3) (площа поверхні пластин 31,806 см)
Час випр. вод -| Тис.частин 2
Приклад З (розбав. 2,5 У СІ-5 до 50 95 4 0,25 95 СІ-ТА 1455,409087 | 36,967 0,027 до 50 95 4 0,3 95 СІТА 1308,14376 | 33,227 0,024 3,0 96 СІ-5 до Бон З (розбав. 4 0,3 96 СІ-ТА 958,7766021 | 24353. 0,018
Й 1,0 ую 6-3 2,75 9У6 СІ-5 до вон З (розбав. 4 0,25 965 СІ-ТА 1047,066822 | 26,595| 0,019 д о 1,0 95 6-3 2,75 9У6 СІ-5 до вон З (розбав. 4 0,25 965 СІ-ТА 1672,685799 | 42486... 0,031 д о 2,0 95 6-3 3,0 96 СІ-5 до БО) З (розбав. 5 0,3 95 СІТА 1338,424546 | 33,996| 0,031
Й 1,0 ую 6-3
Що стосується корозійного впливу композиції на типову сталь сорту, придатного для нафтової промисловості, було встановлено, що він явно значно нижче прийнятних меж корозії, установлених промисловістю для певних застосувань, таких як застосування для попередньої обробки або низькотемпературної обробки проти накипу.
Проведені корозійні випробування допомагають визначити вплив використання такої запропонованої даним винаходом модифікованої кислотної композиції в порівнянні із промисловим стандартом (сумішами НСІ або будь-якими іншими сумішами мінеральних або органічних кислот) при впливі за умов різних температур і марок сталі.
Результати, отримані для композиції, яка містить тільки НСІ, були використані як основа для порівняння з іншими композиціями. Результати з Таблиці З показують, що композиція запропонована в кращому варіанті здійснення даного винаходу демонструє істотне поліпшення (більше ніж у два рази) у порівнянні з 15 95 розчином НСІ при обробці пластин зі сталі 1018 за температури 110 "С протягом періоду 6 годин.
Крім того, композиції запропоновані в кращих варіантах здійснення даного винаходу дозволять кінцевому користувачеві використовувати альтернативу звичайним кислотам, що мають переваги експлуатаційних характеристик у свердловині, перевагами транспортування й/"або зберігання, а також перевагами з погляду здоров'я, безпеки й зниження шкоди для навколишнього середовища. Поліпшення контролю корозії є перевагою даного винаходу в порівнянні з використанням НСІ за температур вище 90 "С. Зниження ерозійної активності для шкіри, природа контрольованої витрати й висока стійкість до солей є іншими перевагами, які відповідають кращим варіантам здійснення композицій запропонованих даним винаходом.
Випробування розчинення
Щоб оцінити ефективність модифікованої кислоти відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу, були проведені випробування на розчинення для вивчення здатності розчинення різних композицій при впливі на карбонат кальцію (таблиця 24) і доломіт (таблиця 25). Випробування проводили за температури 23 "С і порівнювали з ефективністю розчину 15 95 НСІ і 28 95 НСІ. Результати представлені в таблицях 24 і 25 нижче.
Таблиця 24
Результати розчинення для різних кислотних композицій і загальної розчинності шле Твен не | ЕЕ и маса маса маси/г кислоті, 90 кг/м
Таблиця 25
Випробування на розчинність у кислоті зі подрібненим доломітом (при 23 "С) з використанням 50 мл об'єму композиції ше ДК | ве | ШО фена маса маса маси/г кислоті, 90 розчинність - кг/м?
Приклад 1
Приклад 2
Приклад 1
Рівень витрати
Випробування проводили для оцінки реакційної здатності композицій запропонованих в кращих варіантах здійснення даного винаходу.
Визначення швидкості реакції синтетичної кислоти при 60 С
Задану кількість синтетичної кислоти нагрівали до 60 "С на водяній бані. Потім розчин поміщали на ваги, і попередньо зважену плитку карбонату кальцію занурювали в нагрітий розчин. Масу реєстрували з інтервалом в 1 хвилину протягом 30 хвилин. За визначеною масою розраховували відсоток втрати маси, і наносили на графік як функцію часу.
Виходячи з отриманих даних дві різні концентрації однієї й тієї ж композиції відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу мали співрозмірні швидкості витрати в порівнянні із двома концентраціями контрольної кислотної композиції (НСІ при 15 95 ії 28 965). Графічне зображення результатів випробування наведене на фіг. 1 і 2.
Хоча цей винахід демонструє більш методичну швидкість реакції в порівнянні з 15 95 НОЇ, композиція є більш реакційноздатною, ніж більшість типових модифікованих, комплексних або синтетичних кислот, у концентраціях від 33 95 до 90 956, що дуже близько до швидкості реакції
1595 НСІ при розбавленні 9095 (9095 кислоти - 1095 води). Наявність більш безпечної модифікованої кислотної системи, яка реагує значно швидше, ніж інші більш безпечні модифіковані кислотні системи, є перевагою в застосуванні для рідини, яка нагнітається перед рідиною для гідророзриву, де метою кислоти є очищення від залишкового цементу перфораційних отворів і допомога в зниженні тиску пробою або сукупного тиску на ранніх стадіях обробки для інтенсифікації припливу (ГРП або матрикса). Корисно мати кислотну систему, яку можна зберігати на місці у вигляді концентрату (забезпечуючи високий рівень безпеки навіть у формі концентрату), яка потім може бути оперативно доставлена й розбавлена або змішана до необхідної концентрації. Коли зустрічаються важкі ділянки обробки свердловини (високий тиск пробою), концентрація може бути збільшена, тим самим скорочуючи час, необхідний для досягнення бажаної швидкості нагнітання наступної флюїдної системи.
Випробування стабільності
Випробування проводили з використанням кліматичної камери для випробування на старіння під тиском з тефлоновим покриттям, щоб оцінити стабільність композиції із Прикладу 1 за різних температур. Випробування проводили під тиском 400 фунтів на кв.дюйм. Результати випробувань наведені в таблиці 26 нижче.
Таблиця 26
Випробування на стабільність із використанням герметизованої кліматичної камери для оцінки старіння з тефлоновим покриттям рн
Трива- післ -
Темпе- Тиск лість - я Розчинність ратура (ф./кв. випро- РН до РН після терм до Осадження сс) дюйм) бування витрати витрати ічної випробування (години) обро (кг/м') бки
Приклад 1, 50 95
Приклад 1, 50 95
Приклад 1, 50 95 розбав. до 200 400 24 0,08 2,5 52 110 коричневий 5О 9 органічний матеріал
Випробування впливу на шкіру
Метою даного випробування була оцінка подразнення шкіри й ерозійної активності композиції із Прикладу 1 після одноразового нанесення на шкіру композицій МЕА-НСІ з молярним співвідношенням 1:4,1.
Досліджувана поверхня (шкіра людини на тильній стороні кисті) піддавалась впливу композиції МЕА-НСІ у молярному співвідношенні 1:4,1. Ділянки, які зазнали впливу, візуально спостерігали через проміжки часу 15, 30, 45 і 60 хвилин. Поверхня була вимита після впливу, і результати були зареєстровані як візуальні спостереження поверхні шкіри.
Зареєстровані спостереження показують, що не було ніякого утворення наривів або ефектів почервоніння на відкритій шкірі під час і після впливу досліджуваної композиції.
Дермальне випробування (Випробування на кроликах)
Дослідження пошкодження шкіри/подразнення шкіри проводили на кроликах-альбіносах з використанням композиції із Прикладу 1 для визначення потенціалу пошкодження шкіри досліджуваного матеріалу.
Першу тварину обробляли 0,5 мл нерозбавленого досліджуваного матеріалу, щоб забезпечити попередньо визначений час спостереження оброблених ділянок на предмет подразнення шкіри й дефектів. Першу оброблену ділянку промивали й спостерігали через З хвилини. Друга ділянка обробляли й покривали пов'язкою на 1 годину, потім промивали; спостерігали як першу, так і другу тестові ділянки. Третю оброблену ділянку покривали пов'язкою на 4 години. Через одну годину після зняття пов'язки й промивання третьої ділянки на всіх трьох ділянках випробування спостерігалися ознаки подразнення й/або пошкодження шкіри. Виходячи з результатів для першої обробленої тварини, у кожної із двох наступних тварин потім проводили обробку одного інтактної ділянки з 4-годинним випробуванням.
Спостереження подразнення й пошкодження шкіри у всіх тварин проводили через -- 1, 24, 468 і 72 години й (тільки в першої тварини) через 7, 10 і 14 днів після зняття пов'язки після 4- годинної обробки.
Руйнування тканини (некроз) не спостерігалося в жодної тварини протягом періоду оцінки пошкодження шкіри. Досліджуваний матеріал визнаний неерозійним за критеріями Міністерства транспорту США при нанесенні на непошкоджену шкіру кроликів-альбіносів.
Подразнення шкіри спостерігалося у двох тварин у сегменті первинного подразнення шкіри випробування. Первинний індекс подразнення (ПІП), який дорівнював 1,3, був отриманий виходячи з 1, 24, 48 і 72-годинних спостережень (тільки ділянка 4-годинного впливу) для подразнення, і це значення використовували для визначення описової оцінки легкого подразнення.
Контроль відкладань сульфіду заліза
Композицію запропоновану в кращому варіанті здійснення даного винаходу випробовували на її здатність розчиняти сульфід заліза. Результати оцінки робочих характеристик наведені в таблиці 27 нижче.
Таблиця 27
Випробування розчинності сульфіду заліза кислотою (при 23 С)
Об'єм кислоти | Вихідна | Фінальна Втрата | Розчинність у Загальна . розчинність (мл) маса (г) маса (г) маси (г) кислоті (95) (кг/м3
Наведені вище результати ілюструють ще один цінне застосування композиції запропонованої в кращих варіантах здійснення даного винаходу для розчинення сульфіду заліза, який зазвичай зустрічається в родовищах нафти.
Сумісність із еластомерами
Коли звичайні ущільнювальні елементи, які використовуються в нафтогазовій промисловості, вступають у контакт із кислотними сполуками, вони мають тенденцію руйнуватися або, щонайменше, мають ознаки пошкодження. Ряд ущільнювальних елементів, спільних для використання в даній галузі, піддавали впливу композиції відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу для оцінки впливу композиції на їхню цілісність. Більш конкретно, затвердіння й висихання, а також втрата механічної цілісності ущільнювальних елементів можуть мати істотні наслідки для ефективності певних процесів, оскільки при поломках потрібна заміна дефектних ущільнювальних елементів. Випробування проводили для оцінки впливу композиції із Прикладу 1 на різні еластомери. Довготривале (72-годинний вплив) випробування еластомера на концентрованому продукті із Прикладу 1 при 70 "С і 28000 кПа показало незначну деградацію або відсутність деградації різних еластомерів, включаючи герметизуючі елементи типу МігШе? 70, Міопе 75, АйПав? 80; результати наведені в таблиці 28.
Це вказує, що композиція із Прикладу 1 сумісна з різними еластомерами, які зазвичай використовуються в нафтогазовій промисловості.
Таблиця 28
Дані щодо сумісності з еластомерами для 100 95 композиції із Прикладу протягом 1-3 дня при 70"7с обробки (г) обробки (г) (г) обробки (мм) обробки (мм)
Дослідження утворення червоточин
Численні дослідження процесу утворення червоточин при кислотній обробці карбонатів показали, що характер розчинення, який створюється проточною кислотою, можна охарактеризувати як один із трьох типів: (1) компактне розчинення, при якому більша частина кислоти витрачається біля гірської породи; (2) утворення червоточин, при якому розчинення просувається швидше на кінцях невеликої кількості високопровідних мікроканалів, тобто червоточин, ніж на навколишніх стінках; і (3) рівномірне розчинення.
Модель утвореного розчинення залежить від швидкості надходження, яка визначається як швидкість кислоти, що протікає через пористе середовище. Швидкість надходження пов'язана зі швидкістю нагнітання (швидкість надходження - швидкість нагнітання/область низької пористості). Компактні характеристики розчинення створюються за відносно низьких швидкостях нагнітання, характеристики червоточин створюються при проміжних швидкостях, а однорідні характеристики розчинення - за високих швидкостей.
Ця швидкість надходження на вершині червоточини контролює поширення червоточини.
Оптимальну швидкість нагнітання кислоти потім розраховують на основі напівемпіричної кореляції потоку. За оптимальної швидкості нагнітання для даного об'єму кислота проникає щонайдалі в шар, що призводить до найбільш ефективного результату кислотної інтенсифікації.
Структури червоточини змінюються від великого діаметра за низької швидкості надходження до тонких червоточин за умов оптимальної швидкості до більш розгалужених структур за високої швидкості надходження.
У промисловості було визнано, що швидкість надходження забезпечує режим червоточини, якщо оптимальна швидкість надходження, при якій для даного об'єму кислота проникає щонайдалі в шар, приводить до найбільш ефективного результату кислотної інтенсифікації.
Структури червоточини змінюються від великого діаметра за низької швидкості надходження до тонких червоточин за оптимальних умов до більш розгалуженої структури за високої швидкості надходження. На Фіг. З показаний приклад, який ілюструє три моделі червоточини.
У цій серії експериментальних випробувань вивчали композицію із Прикладу 1 (розбавлену до 90 95 концентрації). Ця композиція розроблена у вигляді водної синтетичної кислоти з низьким рівнем небезпеки/низькою корозією, поліпшеною за рахунок додавання запатентованих засобів нафтопромислової хімії для заміни стандартних сумішей НСІ, особливо для високих і надвисоких температур.
Кислотну систему запропоновану даним винаходом порівнювали з 15 95 НСІ за точно таких же умов випробувань. Криву ефективності червоточини (об'єм пор до прориву залежно від швидкості руху) визначали для обох кислотних систем для порівняння. Був зроблений висновок, що досліджувана композиція має такий же оптимальний об'єм пор прориву при приблизно на 1195 більш низькому значенні й приблизно на 1895 зниженій оптимальній швидкості надходження в порівнянні з НСІ.
Параметри випробування
Були проведено дві серії експериментів щодо матричної кислотної обробки з метою оцінки ефективності композиції із Прикладу 1 у порівнянні з 15595 НСІ. В експериментах використовували 90 95 концентрацію композиції із Прикладу 1, яка містить 0,3 об. 95 звичайного комерційного інгібітору корозії, а в іншій серії експериментів використовували 15 95 розчин НСІ з 0,3 об.90 інгібітору корозії. Експерименти проводили з використанням вапнякових кернів
Індіани.
Усі керни мали 1,5 дюйма в діаметрі й 8 дюймів у довжину. Середня пористість зразків керна становила 14 95, а середня проникність становила 13 мД. Протитиск, який використовувася в цих експериментах, становив 2000 фунтів на квадратний дюйм. Температура випробування становила 180 "Е (82 "С). Вапнякові керни були обрані, оскільки вони допомагають моделювати найбільш типову геологію, яка найчастіше зустрічається на родовищах у Північній Америці.
Процедура випробування
Обладнання для матричної кислотної обробки складається з насосної системи, системи накопичення, гнізда для утримання керна, системи підтримування тиску, системи нагрівання й системи збору даних. Шприцевий насос ТеІєдупе Ізсо? використовували для подачі води й кислоти з постійною швидкістю. Регулятор протитиску був використаний для підтримування необхідного мінімального тиску в системі на 2000 фунтів на квадратний дюйм.
Обмежуючий тиск був установлений на 400-500 ф./дюйм? вище, ніж тиск нагнітання, щоб уникнути витоку рідини. Дві нагрівальні стрічки були використані для нагрівання тримача керна й рідини, що нагнітається для високотемпературних випробувань. Під час експерименту в системі спочатку нагнітали тиск, накачуючи воду, як тільки потік досягав стійкого стану; проникність розраховували за визначеним перепадом тиску в гнізді утримування керна. Потім систему 60 нагрівали до температури експерименту. Коли заповнена система, рідина, гніздо утримування керна й керн досягали цільової температури, нагнітання води припиняли й починали нагнітання кислоти.
Нагнітання припиняли, коли червоточини проникали в керн, і час нагнітання кислоти реєстрували для розрахунків об'єму пор прориву. Для кожної експериментальної умови було виконано 4-6 окремих випробувань із однаковими параметрами температури й тиску. Єдиною умовою, яку міняли, була швидкість нагнітання. Швидкість варіювала в діапазоні, допоки не був знайдений оптимальний стан. Модель Виїзе апі Сіазрбегдеп (2005) була використана для одержання співвідношення ефективності червоточин шляхом регулювання отриманих експериментальних даних.
Властивості кернів
Керни, які використовувались для випробувань, мали діаметр 1,5 дюйма й довжину 8 дюймів. Зразки вапняку Індіани були отримані з одного зразка оголення, щоб забезпечити лінійні властивості.
Результати експериментів
Результати експериментів для НСІ наведені в таблиці 29 нижче. Результати експериментів для композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) наведені в таблиці 30.
Таблиця 29
Експеримент із утворенням червоточин - Результати експерименту для НСІ пет Г81111111111111111111145377777711717171111060сС1щС поз Г71111111117711111111171711111111714971111111117111111111060 1 псів Ї77777771717171717108777777171717171171777171717171717171110627111111117 11111123
Таблиця 30
Експеримент із утворенням червоточин - Результати експерименту для композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95)
Оптимальні умови для двох серій експериментів з рівнянням Виї|зе апа Сіазрегдеп наведені в таблиці 31.
На Фіг. 4 подано графічне зображення результатів випробування взаємозв'язку ефективності червоточини з використанням композиції запропонованої в кращому варіанті варіанта здійснення даного винаходу. Отримані й нанесені дані корелюють із об'ємом пор прориву залежно від швидкості надходження. Вважається, що найнижча точка кожної кривої забезпечує оптимальні умови для кожної кислотної композиції.
КТ-скани для обох композицій із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) показані на Фіг. 5А, В,
С, р і Е. КТ-скани зображують керн І ОА16 (Фіг. БА), ІС108 (Фіг. 503), ІС109 (Фіг. 58), ІС111 (Фіг.
БЕ) і ІС112 (Фіг. 5С). Зображення розташовуються від найнижчої швидкості надходження (0,57
См/хв.) до максимальної швидкості надходження (6,37 см/хв.). Поведінка червоточини вілповідає загальноприйнятій схемі: за низької швидкості надходження червоточини є більш розгалуженими, а за високої швидкості надходження червоточини є більш однорідними й прямими.
Таблиця 31
Оптимальні умови, отримані виходячи з результатів експерименту Ме1 з утворення червоточин 11111111 1НСІ (Приклад! (909бконц).//З
Різницяоптимальногооб'ємупорпрориву.д//:///1777777111111111196с1С (Різниця оптимальної швидкостінадходженняд | 17771717 18961
Згідно з теорією оптимальної ефективності червоточини, діаметр червоточини повинен збільшуватися, коли швидкість нагнітання зменшується, і інтенсифікація починає втрачати ефективність за низьких швидкостей нагнітання. Це не спостерігається під час цього дослідження з використанням композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95). За низької швидкості нагнітання (0,8 мл/хв. (0,5 см/хв.)) у керні НСІ утворювалася червоточина великого діаметра, і швидкість поширення червоточини була низькою. Випробування зупинили, оскільки рукав для обмеження тиску був зламаний через компактне розчинення, продемонстроване НОСІ.
Напроти, композиція із Прикладу 1 (при концентрації 9090) демонструвала діаметр червоточини, аналогічний більш оптимальній швидкості нагнітання (більш високій швидкості нагнітання). При 1,2 см/хв. червоточини, створені композицією із Прикладу 1 (при концентрації 90 95), були набагато меншими (що необхідно), ніж ті, які були створені композицією 15 95 НОЇ.
Це показує, що композиція із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) відповідно до кращого варіанта здійснення даного винаходу в цілому має більш високу ефективність інтенсифікації в порівнянні з НСІ, особливо за більш низької швидкості нагнітання.
Попередні спостереження з випробувань ефективності червоточини: оптимальна швидкість нагнітання для композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) є нижчою, ніж для 15 95 НСІ, що забезпечує перевагу перед НСІ у випробуванні з кислотною системою. Ця характеристика допомагає знизити вимоги до високої швидкості нагнітання, яка зазвичай використовується в польових операціях, для досягнення будь-якого рівня ефективності відносно продуктивності червоточини; оптимальний об'єм пор для прориву для композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) подібний (оптимальному об'єму) для 1595 НСІЇ. З іншими уповільненими кислотами вони мають тенденцію до більш низької оптимальної швидкості просування.
Більшість із них, якщо не всі, мають більш високий оптимальний об'єм пор прориву внаслідок більш низької швидкості реакції. Композиція із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) не проявляє підвищеного оптимального об'єму пор прориву; і вона має кращий потенціал у порівнянні з 15 95
НОЇ з погляду утворення червоточин. Перевага більш виражена за низької швидкості нагнітання.
Для застосувань із обмеженою швидкістю нагнітання запропонована даним винаходом композиція дозволяє зменшувати необхідний об'єм кислоти в 2-4 рази з тим же результатом інтенсифікації.
Ефективність утворення червоточин
Щоб порівняти ефективність утворення червоточин для композиції із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) і композиції з 15 95 НСІ, була проведена деяка робота з моделювання при двох значеннях швидкості просування.
Щоб порівняти їхню ефективність, були змодельовані швидкості надходження (м) за наближено оптимальних умов Прикладу 1 і за гірших умов. Таблиця 32 містить відповідні значення об'єму пор прориву (РУ) при обраних значеннях швидкості надходження (мі).
Таблиця 32
Умови моделювання для композиції із Прикладу 1 (90 95 конц.) і 15 95 НОЇ 11111111 1НС 1 |Приклад!(9бобконц)/://ЗО ме 77777711 Ї1171066 0 Її 7706 щЩ Ф "
Роботи з моделювання відповідали моделі ізе-СІазрбегдеп поширення червоточини.
Рівняння иглядає наступ Йм чином: о. ур -НЗВЗ-Ш2|х|-х31-ехр -4--
РУ и "у, т (1)
Для кожного з випадків значення РУ, п і м, п варіювали для оцінки кислотних характеристик шляхом порівняння значень мун. Довжину червоточини на кожному відтинку часу розраховували шляхом простого обчислення того, наскільки червоточина збільшилася, шляхом множення швидкості вершини червоточини на інтервал часу (у цьому випадку 0,1 хв.) і додавання до довжини червоточини на попередньому етапі. тв Та Ор 0 (г) м УМ за спрощеною формулою Хокінса. / й їз)
Л/рЕ- -- - оби ово ін продуктивності розраховували за формулою 4 нижче: г " (4)
Потім пр укти ність кожної кислоти порівнювали зі значеннями 90 при загальному значенні скін-фуктора ФІЯО 7 в, вре)е / й " (5) де скін-фактор буде мати значення 0 або 10. Потім це співвідношення було відображено залежно від об'єму використаної кислоти. Для розрахунків: швидкість нагнітання 2 бареля на хвилину, пористість 14 95, товщина стовбура свердловини 1000 футів, початковий радіус стовбура свердловини 0,4 фута, радіус пласта 2980 футів, тиск у стовбурі свердловини 3000 фунтів на квадратний дюйм, пластовий тиск 5000 фунтів на квадратний дюйм, проникність 30 мд, в'язкість флюїду 1 СП і об'ємний коефіцієнт пласта 1,117.
На Фіг. 6-10 представлені графіки, отримані за даних умов. Чотири криві представляють робочі характеристики обох композицій за двох різних швидкостей надходження (композиція
НОЇ (15 95) і композиція із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) як при 0,6, так і 1,6 см/хв.). Фіг. 6 є графічним зображенням скін-фактора за об'ємом нагнітання для НОСІ (15 95) і композиції із
Прикладу 1 (9095 конц.). Фіг. 7 є графічним зображенням коефіцієнта стимульованої продуктивності за часом для НСІ (15 9б5) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 95). Фіг. 8 є графічним зображенням довжини просування червоточини по всьому об'єму нагнітання НОСІ (1595) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 95). Фіг. 9 є графічним зображенням порівняння коефіцієнта продуктивності при 0 скін-факторові для НСІ (15 95) і композиції із
Прикладу 1 (9095 конц.). Фіг. 10 є графічним зображенням порівняння коефіцієнта продуктивності при скін-факторі 10 для НСІ (15 95) і композиції із Прикладу 1 (концентрація 90 об).
Як видно з Фіг. 6-10, композиція із Прикладу 1 (при концентрації 90 90) демонструє явні чудові характеристики за низької швидкості надходження в порівнянні з композицією з 15 95 НОЇ.
Це означає, що якщо операція кислотної інтенсифікації має обмеження для швидкості нагнітання нижче оптимальної швидкості надходження 15 95 НСІ, композиція із Прикладу 1 (при концентрації 90 95) має певну перевагу в порівнянні з 15 95 НОЇ.
Екологічні випробування
Була проведена серія випробувань для оцінки впливу моноетаноламіну на навколишнє середовище. Для випробування використовували вихідний розчин моноетаноламіну із чистотою 98-99 95. Розчин за необхідності розбавляли.
Визначення гострої летальної токсичності для морських веслоногих (Сорерода; Стгивіасеа) (ІБО 14669 (1999) Якість води)
Зо
Це дослідження проводили з метою визначення токсичності у водній фазі моноетаноламіну для морських веслоногих ракоподібних Асагійа їопза. Випробування на токсичність І Сво для А. їопза проводили відповідно до плану дослідження, за винятком наступних відхилень і перешкод, але воно відповідало всім іншим відповідним критеріям вірогідності. В остаточному випробуванні температура води, яку використовували для розбавлення, була нижче допустимої межі максимум на 0,7 "С, значення рН було нижче допустимої межі максимум на 0,01 одиниці.
Очікувалося, що ці відхилення не вплинуть на випробування, оскільки не було смертності в контролі.
У випробуванні на визначення діапазону композиція моноетаноламіну показала за 48 год. значення І Св5о, яке дорівнювало 550 мг/л (фракція, яка акомодується у воді (МУАЕ)), для морських веслоногих ракоподібних А. їопза у водній фазі. Результат грунтувався на номінальних концентраціях, і його розраховували за допомогою лінійної інтерполяції в рамках набору статистичного аналізу СЕТІ5. У всьому випробуванні на визначення діапазону спостерігалося «1095 смертності в контролі. В остаточному випробуванні композиція моноетаноламіну показала 48-годинне значення І Сво 434 мг/л у морській воді (фракція, яка акомодується у воді (МУАЕ)) стосовно морських веслоногих ракоподібних А. їопза у водній фазі.
Результат грунтувався на номінальних концентраціях, і його розраховували за допомогою лінійної інтерполяції в рамках набору статистичного аналізу СЕТІ5. Протягом остаточного випробування спостерігалося «10 95 смертності в контролі.
Інструкція ОБРАКСОМ (2006) Частина А. Біологічний аналіз відкладань із використанням амфіпод Согорпічт 5р.
Метою цього дослідження було визначення токсичності фази осаду композиції моноетаноламіну для амфіпод зони відливу Согорпішт моїЇшаїйог. Випробування на токсичність
С. моїшаюг І|С5о були проведені відповідно до плану дослідження й відповідало всім відповідним критеріям вірогідності. Значення рН при повторах 10000 мг/кг (номінальна маса) показало набагато більш високий рн у порівнянні з нормальним необхідним діапазоном 7,5-8,5, що є прямим ефектом самого лосліджуваного матеріалу. Композиція моноетаноламіну показала 10-денне значення І Сво 6660 мг/кг (через висушений осад) для морських амфіпод С. моїІшайг у фазі осаду. Результат грунтувався на номінальних концентраціях і розрахований методом лінійної інтерполяції в рамках набору статистичного аналізу СЕТІ5.
ІБО 10253 (2016) Якість води. Випробування на інгібування росту морських водоростей за допомогою ЗКеІе(опета 5р.
Метою цього дослідження було визначення токсичності водної фази композиції моноетаноламіну для морських одноклітинних водоростей 5Кеїеїопета 5р. Випробування з
ЗКеІєїопета 5р. на токсичність ЕС(г)5хо було проведено відповідно до плану дослідження й відповідало всім відповідним критеріям вірогідності. Приведені результати даного випробування. Спостереження показали, що значення рН для вихідного розчину 1000 мг/л призвело до фізичних змін, розчин змінився від мутного до прозорого стану, тому нескоректовані вихідні розчини використовували для випробування діапазону й остаточного випробування, крім розчину 100 мг/л не було зафіксовано фізичних змін.
У випробуванні на визначення діапазону композиція моноетаноламіну показала значення 72 год. ЕС(г)5о 509 мг/л (ММАЕ) для морського фітопланктону ЗКеїєїпета 5р. у водній фазі.
Результат грунтувався на номінальних концентраціях і був розрахований методом лінійної інтерполяції в рамках набору статистичного аналізу СЕТІ5. В остаточному випробуванні моноетаноламін показав значення 72 год. ЕС(г)5о 199,7 мг/л (УМАЕ) для морського фітопланктону
ЗзКеіеіопета 5р. у водній фазі. Результат грунтувався на номінальних концентраціях і розрахований методом лінійної інтерполяції в рамках набору статистичного аналізу СЕТІ5.
Оцінка здатності до аеробного розкладання композиції із Прикладу 1 у морській воді (метод
ОєЕСО 306)
Метою цього дослідження було визначення здатності до аеробної деструкції композиції моноетаноламіну в морській воді. Випробування було проведене відповідно до плану дослідження й відповідало всім відповідним критеріям вірогідності У цьому випробуванні відхилень не було. Значення ТПпОЮОкоз визначали за хімічною формулою досліджуваної сполуки.
Були присутні азотовмісні компоненти, тому передбачалося провести повну нітрифікацію.
Контрольна киснева деградація перебувала у формальних межах прийнятності. Розчинний еталонний матеріал, бензоат натрію, розкладався більше ніж на 60 95 за перші 14 днів, що вказує на те, що в морській воді, яка використовується у випробуванні, містилася достатня популяція життєздатних бактерій. Зібрані дані про морську воду підтверджують, що кількість мікробів для морської води, яка використовувалась в даному випробуванні, перебувала в 60 припустимих межах.
Згідно даних щодо біодеградації з урахуванням нітрифікації композиція моноетаноламіну зазнавала біодеградації на 7195 за 28 доби. Випробуваний матеріал, очевидно, швидко розкладався протягом перших 7 днів, швидкість уповільнювалася між 14 і 21 днями. Однак протягом останніх 7 днів швидкість зростала, досягаючи максимальної біодеградації 71 95 в останній 28 день випробування.
Рекомендації ОЕСО 306 установлюють, що випробовуваний матеріал можна вважати інгібуючим для бактерій (у використаній концентрації), якщо ВОЮ суміші еталонного й дослідного матеріалів менше суми ВОЮ окремих розчинів двох речовин. У цьому досліджені композиція показала низький відсоток інгібуванняя 12 925 за 28 днів.
Оцінка токсичності композиції із Прикладу 1 для морської риби Сургіподоп магіедай5 (граничний тест ОБРАК)
Метою цього дослідження було визначення токсичності композиції моноетаноламіну для морських риб Сургіподоп магіедай5 (96-годинний граничний тест).
Випробування на граничне значення в 96 год. для риби було проведено відповідно до плану дослідження й відповідало всім наявним критеріям вірогідності. У цьому випробуванні не було ніяких перешкод. Умови випробувань впливу перебували у формальних і неформальних межах прийнятності, крім виключення, відзначеного нижче. У дослідному й контрольному резервуарах використовували десять риб, смертності в контролі не спостерігалося. Значення рН не регулювали, оскільки корегування рН спричиняло фізичну зміну вихідного розчину дослідного матеріалу в суміжному дослідженні; оцінку токсичності (48 год. Ї Сво) композиції проводили для морських веслоногих ракоподібних Асагійа (опза (2356-1).
Випробувана концентрація була отримана зі значення ЕС/Л Сзо досліджуваного матеріалу між найбільш чутливими видами за гострою токсичністю 5КеіІеїпета 5р. і А. їопза. За даними суміжних досліджень було відзначено, що вид водоростей ЗКеІе(опета 5р. був більш чутливий зі значенням ЕСзо 199,7 мг/л.
Після 96-годинного впливу композиції моноетаноламіну смертності серед морських риб С. магіедаше не спостерігалося. Таким чином, можна зробити висновок, що композиція не проявляла ефекту при 199,7 мг/л після 96 год. впливу (фракції, які акомодуються у воді) на морську рибу С. магіедай» у водній фазі.
Використання композицій запропонованих у кращих варіантах здійснення даного винаходу
У таблиці 33 перерахований ряд потенційних застосувань (або призначень) композицій запропонованих у даному винаході при розбавленні в діапазоні приблизно від 71 до 90 95, включаючи використання при нагнітанні в свердловини; кислотну обробку матриці, просочення або глушіння; кислотний розрив, кислотне промивання; попередню кислотну обробку (перед гідророзривом); очищення трубопроводу від накипу, руйнування цементу або перфораційне очищення; контроль рі; і добавка для видалення накипу, високотемпературні (до 190 С) циклічні обробки проти накипу паром і обробка із застосуванням гравітаційного дренажу за допомогою пари (ЗАСО) проти накипу (до 190 "С), але не обмежуючись цим.
Способи застосування звичайно включають наступні етапи: забезпечення запропонованої в кращому варіанті здійснення даного винаходу композиції; вплив на поверхню (таку як поверхня металу) водної модифікованої кислотної композиції; надання водної модифікованої кислотної композиції достатнього періоду часу для впливу на зазначену поверхню; і за необхідності, видалення кислотної композиції, коли встановлено, що час впливу є достатнім для того, щоб процес завершився або завершився в достатній мірі. Інший спосіб застосування включає нагнітання водної модифікованої кислотної композиції в свердловину й надання достатнього часу для того, щоб водна модифікована кислотна композиція виконала необхідну функцію, з наступним видаленням кислотної композиції зі свердловини для зупинки впливу кислоти. Ще один спосіб використання включає вплив водної модифікованої кислотної композиції на масу рідини (звичайно води), що вимагає зниження рН, і забезпечення достатнього часу впливу водної модифікованої кислотної композиції для зниження рН до необхідного рівня.
Таблиця 33
Застосування, для яких можуть використовуватися запропоновані даним винаходом композиції, а також запропоновані діапазони розбавлення розбавлення свердловини промстоків й 2 розчинників, дуже рентабельні. просочення ТИСКОМ І Простота зберігання й обробки, економічність у - обробка свердловини ЗЗ У6-75 90 порівнянні Зі звичайними кислотними - обробка затрубного інтенсифікаціями. Здатність надходити з насосного устаткування в свердловину. простору
Зменшення обсягів необхідних поставок й зберігання в порівнянні зі звичайною кислотою,
Кислотна обробка о о : . б І ст, тріщин/матрикса 50 95-90 90 відсутність проблем з розділенням суміші, комплексна норма витрат сприяє більш глибокому проникненню в шар.
Рідина, закачиваємая Дозволяє регулювати концентрації під час перед рідиною ЗЗ Фо-90 Фо нагнітання. Зменшення обсягів необхідних гідророзриву поставок й зберігання на місці.
Рекомендується більш висока концентрація
Руйнування цементу 20 Фо-90 Фо через більш низькі температури й зниженої розчинності ущільненого цементу. регулювання рівня рН систем на водній основі. . Безперервне нагнітання/очищення від накипу
Очищення від накипу 1 Ув-25 5 перфорованих хвостовиків, як правило, за дуже хвостовика, важка нафта о 2 рфор ' р "заду високих температур.
Основними перевагами використання модифікованої кислотної композиції є зменшення загальної кількості кислоти, що транспортується, і необхідної кількості резервуарів за рахунок доставки концентрованого продукту до місця й розбавлення рідинами, доступними на місці або поблизу (свіжою або попутною водою з низькою або високою солоністю). Інша перевага кращого варіанта здійснення даного винаходу включає зниження навантаження |інгібітору корозії. Інші переваги кращих варіантів здійснення запропонованої даним винаходом композиції включають експлуатаційні ефективності, які призводять до усунення необхідності періодичної циркуляції в резервуарах з НСІ через розділення хімічних добавок для контролю корозії; зниження корозії в трубах скважин; захист від корозії за температури до 190 "С, зменшення збоїв у роботі устаткування через осадження заліза або металів у процесі обробки нафти й осадження розчиненого карбонату за більш низьких рівнів рН, термостабільність модифікованої кислоти й зменшення впливу небезпечної кислоти НСІ на персонал і навколишнє середовище завдяки безпечній кислоті з низьким рівнем димоутворення (більш низьким тиском пари), що має низьку ерозійність або яка не є ерозійною для шкіри.
Модифіковану кислотну композицію запропоновану в кращому варіанті здійснення даного винаходу можна використовувати для обробки проти утворення накипу в операціях БАСО або
С55 (циклічний потік) за високих температур (до 190 "С) при досягненні залежних від часу прийнятних меж корозії, установлених промисловістю (звичайно дві-три години за підвищеної температури). Це також усуває необхідність зупинки операцій БАСО або С55 для охолодження перед обробкою проти накипу, і зазначену модифіковану кислоту нагнітають у зазначену свердловину для обробки проти утворення накипу усередині зазначеної свердловини за високих температур, що значно скорочує час простою й втрати доходу для оператора.
Хоча вищевикладений винахід для ясності й розуміння був описаний більш докладно, фахівцям у даній галузі техніки при ознайомленні із даним описом повинно бути зрозумілим, що у формі й деталях можуть бути зроблені різні зміни не виходячи за межі обсягу винаходу, викладені в прикладеній формулі винаходу.

Claims (12)

ФОРМУЛА ВИНАХОДУ
1. Водна модифікована кислотна композиція, яка містить соляну кислоту й моноетаноламін у молярному співвідношенні від 3:11 до не більше ніж 10:11, де рН композиції складає менше 1 і композиція є стабільною при температурі аж до 190 96.
2. Водна модифікована кислотна композиція за п. 1, яка відрізняється тим, що соляна кислота й моноетаноламін присутні у молярному співвідношенні від 3:1 до не більше ніж 8:1.
3. Водна модифікована кислотна композиція за п. 1 або 2, яка відрізняється тим, що соляна кислота й моноетаноламін присутні у молярному співвідношенні від 3:1 до не більше ніж 71.
4. Водна модифікована кислотна композиція за будь-яким з пп. 1-3, яка відрізняється тим, що соляна кислота й моноетаноламін присутні у молярному співвідношенні від 3:1 до не більше ніж 4111.
5. Водна модифікована кислотна композиція, яка містить мінеральну кислоту, яка вибрана з групи, що складається з НС, азотної кислоти, сірчаної кислоти, сульфонової кислоти, фосфорної кислоти і їх комбінацій, і алканоламін, який вибраний з групи, яка складається з моноетаноламіну, діетаноламіну, триетаноламіну і їх комбінацій, при цьому мінеральна кислота і алканоламін є присутні в молярному співвідношенні від 3:1 до не більше ніж 10:1.
6. Водна модифікована кислотна композиція за п. 5, яка відрізняється тим, що алканоламін є моноетаноламіном.
7. Водна модифікована кислотна композиція за п. 5, яка відрізняється тим, що алканоламін є діетаноламіном.
8. Водна модифікована кислотна композиція за будь-яким із пп. 1-7, яка відрізняється тим, що додатково включає йодид або йодат металу.
9. Водна модифікована кислотна композиція за будь-яким із пп. 1-8, яка відрізняється тим, що додатково включає спирт.
10. Водна модифікована кислотна композиція за будь-яким із пп. 1-9, яка відрізняється тим, що додатково містить інгібітор корозії, що включає а,В-ненасичений альдегід без метильної групи в альфа-положенні.
11. Водна модифікована кислотна композиція за п. 10, яка відрізняється тим, що а,р- ненасичений альдегід без метильної групи в альфа-положенні вибраний із групи, яка складається із цитралю й коричного альдегіду.
12. Застосування модифікованої кислотної композиції, яка містить мінеральну кислоту і алканоламін, в молярному співвідношенні від 3:11 до не більше ніж 15:1, де рН композиції складає менше 1, у нафтовій промисловості, при цьому застосування, яке включає активність, вибрану із групи, яка складається зі стимулювання шарів, сприяння зниженню тиску пробою під час свердловинних насосних операцій; обробки глинистої кірки на стінках свердловини після операцій буріння; сприяння вивільненню затиснених труб; видалення накипу із трубопроводів іабо експлуатаційних свердловин; збільшення здатності прийому нагнітальних свердловин; зниження рН флюїду; видалення небажаного накипу на поверхнях, вибраних із групи, яка складається з устаткування, свердловин і супутнього обладнання й споруд; утворення тріщин у присвердловинній зоні; стимулювання притоку в свердловину; проведення тампонування й просочення затрубного простору й свердловини; травлення трубопроводу, труб і/або колтюбінга; підвищення ефективної проникності пластів; зменшення або усунення пошкодження стовбура свердловини; очищення перфорацій; і розчинення вапняку, доломіту, кальциту та їх комбінацій.
Рівень вити за часом КУ хкккккжкжккккжкужккккккжккккккжкжкукккжкжукккжкжкхккккжкжкукккжкжккккккуккккккккижкккюккккхєюкв ОК ще вва нав ц КК рей й ек -ї Ох Сх ВЕК я оон донні в нку як. м Шини ее вх г я: ЩЕ свй ні ж МОБ о - кн зн ЗБЕ Я З ше пишно же Пн зн дж і Ки весла се МІВ ВЕН рю і Й і аж ді іч ВО лях зве Пет Ї ЗОЗ од й Ко й никннк ше ло сю: Тенпеветиня У т йо Ми б «к жав ях п Ва СТВ еВ ВИ ї Ехо за їв І за Лів ять З вия киФлОНох КОЖНЕ Грн ечВСЬ х ТЕМУ У Си КВК - Ж У ХВКИКНИК
Фіг. 1 Рівень витрати за часом 1 нн нн а І ! ви З У одйнаненНя схо і щі р Шин. ! ша Й а зе ! Я ; й: и -о БЕН Я ! , а З | сим й й | мо ЗБК і Но как ше они нн КН й двінн Бе - НЕММЖНЯЮ І В БЕ , соскою секккюкккюкюк юю і: он сх Товтри і и Зо Я ! осв р нн ;
1. ЯН он фуюн рф ру кун В і ї й х КК ЕК: КТ вх я і Тіна уч о Вера лено КОВОЗЯуЇ ГЕровкя де НІСв я ТБ У ВАХ ріг. 2 пе ЩЕ : о ко КК З ОХ Ж | 5 п. БЕК Я . м ще в СИ, ж З ЗЕ ТМ Я шиї У ПитОщі тд ; В Ши о в А й ЩО жу ях ЕЕ В «ве Х пи ШІ КВ Ж я КЗ Е Кн Ж о с КОНЯ дор М о Ь й ВИКО ос сфаввВ ФЕП ВКВНН 3) ; знаних зн ння Я Б хсссс» ПЕМОКИВОХ ДЕКУКЕ Ух
С. ке км Бе х осо ПЕН КВ даних в: я - Я УМ КК ЗИ Жак Б ке НІ МКК ЗИ же к КБ ож ясЕВОщК к х
У. ВК У й Бу 5: : : Но ЗК : : : : як, ї Я . : : : шо г сере гої : : ОТ 1 о Но Не ЖІ : : шин а ЕН ТЯ х : : ОТ Й й й : Не шо і : : БІ: Е : ПЕН - ї : : в ше : : т рт: ї : : : о: : : : г ї : : : г : НИ ї : : не : : ї : : : і : ї : І а , НУБУДЕТЕ УКУКНМВЕЕНХ, СЕХ ВК
UAA201912186A 2017-06-02 2018-05-30 Нові модифіковані кислотні композиції як альтернатива звичайним кислотам у нафтогазовій промисловості UA124288C2 (uk)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2969174A CA2969174A1 (en) 2017-06-02 2017-06-02 Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
PCT/CA2018/000105 WO2018218333A1 (en) 2017-06-02 2018-05-30 Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry

Publications (1)

Publication Number Publication Date
UA124288C2 true UA124288C2 (uk) 2021-08-18

Family

ID=64454231

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
UAA201912186A UA124288C2 (uk) 2017-06-02 2018-05-30 Нові модифіковані кислотні композиції як альтернатива звичайним кислотам у нафтогазовій промисловості

Country Status (14)

Country Link
US (4) US10822535B2 (uk)
EP (1) EP3630908A4 (uk)
JP (2) JP7204682B2 (uk)
CN (1) CN110945098B (uk)
AU (1) AU2018276317B2 (uk)
BR (1) BR112019025199A2 (uk)
CA (3) CA2969174A1 (uk)
CO (1) CO2019014400A2 (uk)
EA (1) EA201992799A1 (uk)
MX (1) MX2019014181A (uk)
SA (1) SA519410631B1 (uk)
UA (1) UA124288C2 (uk)
WO (1) WO2018218333A1 (uk)
ZA (1) ZA201908449B (uk)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11414970B2 (en) * 2017-06-06 2022-08-16 Schlumberger Technology Corporation Acid stimulation methods
CA2989929A1 (en) 2017-12-22 2019-06-22 Fluid Energy Group Ltd. Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
US11187051B2 (en) * 2018-08-10 2021-11-30 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Fracture fluid alteration to mitigate barite scale precipitation in unconventional oil/gas shale systems
CA3028229A1 (en) * 2018-12-20 2020-06-20 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package
CA3028226A1 (en) * 2018-12-20 2020-06-20 Fluid Energy Group Ltd. Novel alkylsulfonic acid compostions
CA3039235A1 (en) * 2019-04-05 2020-10-05 Fluid Energy Group Ltd. Novel mud acid composition and methods of using such
US11740004B2 (en) 2019-06-26 2023-08-29 Carrier Corporation Transportation refrigeration unit with adaptive defrost
CA3054052A1 (en) * 2019-09-04 2021-03-04 Fluid Energy Group Ltd. Composition to reduce friction reducer fouling in wellbores
CN113185959B (zh) * 2021-03-15 2022-11-25 中海石油（中国）有限公司天津分公司 一种变形耐高温油溶颗粒蒸汽剖面调整剂、制备方法及其应用
US11492539B1 (en) * 2021-10-28 2022-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Acid generation for filtercake removal in subterranean applications
GB2616071A (en) 2022-02-28 2023-08-30 Swellfix Uk Ltd Materials and compositions for reservoir stimulation treatment
KR102458084B1 (ko) * 2022-03-10 2022-10-24 전남대학교산학협력단 탄산염암저류층 산처리용 유화산조성물 및 그 제조방법
US11884878B1 (en) 2022-07-22 2024-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Substituted amine acid salt activation of furfuryl alcohol-based resins

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS52136204A (en) * 1976-05-11 1977-11-14 Kao Corp Detergent compositions
US5006258A (en) * 1989-10-26 1991-04-09 Conoco Inc. Regeneration of acidic cationic exchange resin used in the reactivation of spent alkanolamine
CA2157916C (en) * 1993-03-23 2000-01-25 Allen C. Hieatt Method of cleaning and maintaining potable water distribution pipe systems
US7476371B2 (en) * 2002-02-14 2009-01-13 Phibro-Tech, Inc. Dissolution of copper metal in aqueous alkanolamine to form copper containing aqueous solution
US8163826B2 (en) * 2006-11-21 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Polymeric acid precursor compositions and methods
US9796490B2 (en) 2013-10-24 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Aqueous solution and method for use thereof
WO2015034478A1 (en) * 2013-09-04 2015-03-12 Halliburton Energy Services, Inc. Scale-inhibiting cocrystals for treatment of a subterranean formation
CA2931998C (en) * 2014-01-03 2017-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US10064805B2 (en) * 2014-05-02 2018-09-04 Hercules Llc Personal care composition for a keratin substrate comprising conditioning and/or styling polymer
US10253249B2 (en) 2014-08-01 2019-04-09 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating subterranean formations
CA2866512A1 (en) 2014-10-02 2016-04-02 Fluid Energy Group Ltd. Synthetic acid compositions and uses thereof
US20160177173A1 (en) * 2015-12-04 2016-06-23 Shell Oil Company Method of treating a hydrocarbon containing formation
CA2950370A1 (en) * 2016-12-02 2018-06-02 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package
CA2956939A1 (en) * 2017-02-03 2018-08-03 Fluid Energy Group Ltd. Novel corrosion inhibition package

Also Published As

Publication number Publication date
US20210253936A1 (en) 2021-08-19
WO2018218333A1 (en) 2018-12-06
AU2018276317B2 (en) 2023-06-01
MX2019014181A (es) 2020-08-03
JP2022191294A (ja) 2022-12-27
CA3006476A1 (en) 2018-12-02
EP3630908A1 (en) 2020-04-08
CO2019014400A2 (es) 2020-01-17
SA519410631B1 (ar) 2022-07-03
JP2020522592A (ja) 2020-07-30
JP7204682B2 (ja) 2023-01-16
EP3630908A4 (en) 2021-03-24
BR112019025199A2 (pt) 2020-06-23
CA3006476C (en) 2019-07-02
CN110945098B (zh) 2023-02-17
CA2969174A1 (en) 2018-12-02
AU2018276317A1 (en) 2019-12-12
CN110945098A (zh) 2020-03-31
US11879092B2 (en) 2024-01-23
EA201992799A1 (ru) 2020-07-15
US20190040298A1 (en) 2019-02-07
US20210207017A1 (en) 2021-07-08
US20200165508A1 (en) 2020-05-28
US10822535B2 (en) 2020-11-03
ZA201908449B (en) 2021-04-28
US11920081B2 (en) 2024-03-05
US11912929B2 (en) 2024-02-27
CA3041484A1 (en) 2018-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
UA124288C2 (uk) Нові модифіковані кислотні композиції як альтернатива звичайним кислотам у нафтогазовій промисловості
US11891703B2 (en) Corrosion inhibition package
EP3098282A1 (en) Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
UA125132C2 (uk) Свердловинні способи з використанням кислотних композицій, які містять інгібітори корозії
US11898097B2 (en) Modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
CA3045030C (en) Novel corrosion inhibition package
EP3670631A1 (en) Novel corrosion inhibition package
CA3146383A1 (en) Stabilizing aqueous lysine-hcl compositions
WO2023223261A1 (en) Stabilizing aqueous amino acid-hcl compositions