BR102021021444A2 - Método de remoção de incrustação com ácido carbônico - Google Patents
Método de remoção de incrustação com ácido carbônico Download PDFInfo
- Publication number
- BR102021021444A2 BR102021021444A2 BR102021021444-9A BR102021021444A BR102021021444A2 BR 102021021444 A2 BR102021021444 A2 BR 102021021444A2 BR 102021021444 A BR102021021444 A BR 102021021444A BR 102021021444 A2 BR102021021444 A2 BR 102021021444A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- water
- carbonic acid
- scale
- industrial
- carbon dioxide
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 20
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 13
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 description 4
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N Dinitrosopentamethylenetetramine Chemical compound C1N2CN(N=O)CN1CN(N=O)C2 MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005115 demineralization Methods 0.000 description 1
- 230000002328 demineralizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002332 oil field water Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000004514 thermodynamic simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- 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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
A presente invenção trata de um método de remoção de incrustação em reservatórios carbonáticos e/ou reservatórios depletados através da adição do gás carbônico a água industrial ou dessulfatada para gerar ácido carbônico nas operações de estimulação de poços produtores, para ser utilizado como ácido fraco na remoção de incrustação em operação remota visando a manutenção da produtividade para poços produtores e minimizando a necessidade de operações remotas com barco de estimulação e consequentemente redução de custos operacionais.
Description
[001] A presente invenção trata de um método de remoção de incrustação com aplicação em reservatórios carbonáticos e/ou reservatórios depletados visando a manutenção da produtividade para poços produtores e aumentar, através de um método de adição do gás carbônico a água industrial ou dessulfatada nas operações de estimulação de poços produtores, minimizando assim a necessidade de operações remotas com barco de estimulação e consequentemente redução de custos operacionais.
[002] Atualmente, utiliza-se de bombeio ácido com barco de estimulação para a remoção da incrustação. A partir de um determinado momento da vida produtiva de alguns poços, ocorre a necessidade de tratamentos mais frequentes, porém, estudos de simulação de ocorrência de incrustação mostraram que a alta razão gás-líquido induzida pela injeção de gás lift pode gerar depósitos de carbonato de cálcio devido a evaporação parcial da água produzida ou total da água produzida, assim, como em poços com completação inteligente em cenários de baixíssimo BSW.
[003] A ocorrência de incrustações salinas de carbonato de cálcio em coluna de produção de poço de petróleo e no sistema canhoneado-reservatório induzida pelas alterações de pressão de produção, como por exemplo, quando fluido produzido passa da pressão estática confinada no reservatório para a pressão de fluxo dentro da coluna do poço, onde ocorre a expansão de gás, o que altera o equilíbrio da solubilidade do carbonato de cálcio em poços com produção de óleo com baixo teor de água. O que também ocorre com a injeção de gás lift. Como a frequência de tratamentos tem aumentado com o número de poços e a frequência de tratamento têm aumentado significativamente surgem questões que impactam o gerenciamento da produção com os custos associados a recursos críticos, a fila de espera de barcos de estimulação para realizar as operações de remoção química, impactam na redução de caixa devido ao custo associado as perdas de produção e ao próprio custo dos barcos. Outro problema que também pode ocorrer em poços com alta depleção e baixa produtividade não se mostram mais viáveis com os custos de tratamento com barco de estimulação.
[004] Para as unidades operacionais que possuam produção de gás carbônico e sistema de separação de gás carbônico, a própria água industrial gerada na Unidade de Desmineralização (UD) ou água dessulfatada utilizada na recuperação secundária se tiverem disponível fornecimento de água industrial e/ou dessulfatada, estas poderão efetuar procedimento de remoção de incrustação através da utilização do processo de mistura de água industrial e/ou dessulfatada com o gás carbônico para formar o ácido carbônico para remoção desses depósitos de incrustações de carbonato de cálcio.
[005] O documento BR1020190254157A2 propõe um tratamento combinado de remoção e inibição de incrustação em rocha reservatório (squeeze de inibição), utilizando inibidores derivados de ácido organo fosfônico, em meio ácido, visando minimizar o tempo de intervenção em operações de mitigação de incrustações em poços, além de reduzir os gastos por tratamento e os riscos associados ao processo.
[006] A referência de ELAYATT, A. K.; ALTARHONI, H. K.; ELAOUD, A. M. (2016) “Evaluation of Diethylene Triamine-pentamethylene Phosphonic Acid (DTPMP) as Scale Inhibitor of Calcium Carbonate Scales in Oil Field Water”, American Journal of Engineering Research, v.5, p.130-142 trata de fosfonatos utilizados como inibidor de incrustações de carbonato de cálcio, na qual é sugerida uma dosagem contínua de inibidor, ressaltando-se a aplicação do inibidor ácido dietilenotriamina pentametileno fosfônico (DTPMP).
[007] O estudo de CRABTREE, M. et ai, (1999) “Fighting Scale-Removal and Prevention. Oilfield Review”, 1999, v.11, p.30-45 trata da remoção e prevenção de incrustações, se referindo a causas e o que leva a formação de incrustações, tratamentos e técnicas utilizadas para remoção de incrustações e inibidores que ajudam no controle de incrustações.
[008] Assim, nenhum documento do estado da técnica revela remoção de incrustação com ácido carbônico, proveniente da mistura de gás carbônico com água industrial ou dessulfatada em uma Unidade Estacionária de Produção (UEP) para gerar ácido carbônico e ser utilizado como ácido fraco na remoção de incrustação, em operação remota tal como aquele da presente invenção.
[009] Dessa forma, com intuito de solucionais tais problemas desenvolveu-se a presente invenção, através do qual viabiliza um tratamento remoto, ou seja, da UEP, sem a utilização de barcos de estimulação para os poços em que são realizadas este tipo de tratamento, através da realização da adição de gás carbônico a colchões de água industrial ou dessulfatada.
[0010] As vantagens técnicas da presente invenção são redução do OPEX das operações; aumento do VPL das operações face à redução de perda de óleo, uma vez que em caso de disponibilidade de separação de e equipamentos ou fornecimento de água industrial e dessulfatada pela UEP podem ser realizados tratamentos remotos autônomos com redução significativa de custo operacional; simplificação da aplicação de produtos químicos em tratamentos remotos; antecipação de tratamentos visto que não haverá necessidade de aguardar janela na programação do barco de estimulação, o que pode reduzir perda de óleo; redução de riscos operacionais de segurança, meio ambiente e saúde (SMS).
[0011] Adicionalmente os custos com a utilização de produtos químicos reduz significativamente. Desta forma esta invenção, tem vantagens técnicas pela adequação da tecnologia ao cenário aplicado, bem como vantagens econômicas e SMS devido a redução de custos associados a aplicação desta em relações as tecnologias convencionais.
[0012] A presente invenção trata de um método de remoção de incrustação utilizando uma mistura de gás carbônico com água industrial ou dessulfatada em uma UEP para gerar ácido carbônico, para ser utilizado como ácido fraco na remoção de incrustação em operação remota. O ácido carbônico produzido é adicionado inibidor de incrustação, na qual esta mistura será bombeada através das linhas alinhadas com a linha de serviço (ou de gás lift) para ser injetado na coluna do poço até o reservatório.
[0013] A presente invenção pode ser aplicada em reservatórios carbonáticos com alta temperatura e fluido produzido com baixa razão gás-água, bem como em reservatórios depletados com alta temperatura e fluido produzido com alta razão gás-água, atendendo assim a necessidade de estimulação para a remoção de incrustações
[0014] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência a figura em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representa exemplo de realização da mesma. No desenho, tem-se:
- A Figura 1 ilustrando um esquema do processo de remoção de incrustação com ácido carbônico, onde estão representados:
(1) Separador de gás do óleo;
(2) Sistema de separação do CO2 do gás;
(3) Compressor de CO2 do sistema;
(4) Válvula redutora de pressão;
(5) Tanque de aditivação da água com inibidor de hidrato e inibidor de corrosão;
(6) Bomba de água industrial aditivada;
(7) Atomizador de CO2 na água;
(8) Linha de gás-lift do poço;
(9) Linha de produção do poço;
(10) Árvore de natal molhada do poço;
(11) Mudline-,
(12) Anular do poço;
(13) Coluna de produção;
(14) Válvula de gás lift·,
(15) Canhoneados;
(16) Reservatório.
- A Figura 1 ilustrando um esquema do processo de remoção de incrustação com ácido carbônico, onde estão representados:
(1) Separador de gás do óleo;
(2) Sistema de separação do CO2 do gás;
(3) Compressor de CO2 do sistema;
(4) Válvula redutora de pressão;
(5) Tanque de aditivação da água com inibidor de hidrato e inibidor de corrosão;
(6) Bomba de água industrial aditivada;
(7) Atomizador de CO2 na água;
(8) Linha de gás-lift do poço;
(9) Linha de produção do poço;
(10) Árvore de natal molhada do poço;
(11) Mudline-,
(12) Anular do poço;
(13) Coluna de produção;
(14) Válvula de gás lift·,
(15) Canhoneados;
(16) Reservatório.
[0015] O método de remoção de incrustação com ácido carbônico de acordo com a presente invenção e ilustrado na Figura 1 compreende nas seguintes etapas:
(1) Alinhar o gás carbônico para o atomizador, no qual este é utilizado para realizar a mistura de CO2 em água industrial ou dessulfatada para gerar o ácido carbônico;
(2) Alinhar a água industrial ou dessulfatada para o atomizador para o preparo de solução de ácido carbônico;
(3) Adicionar o inibidor de incrustação no ácido carbônico produzido pela mistura acima;
(4) Bombear a solução de ácido carbônico com inibidor de incrustação através das linhas alinhadas com a linha de serviço ou de gás lift para ser injetado na coluna do poço até o reservatório;
em que injeção de um volume de água é 1,5 vezes o volume da coluna de produção, seguido de colchão água e de diesel para deslocamento e injeção na formação.
(1) Alinhar o gás carbônico para o atomizador, no qual este é utilizado para realizar a mistura de CO2 em água industrial ou dessulfatada para gerar o ácido carbônico;
(2) Alinhar a água industrial ou dessulfatada para o atomizador para o preparo de solução de ácido carbônico;
(3) Adicionar o inibidor de incrustação no ácido carbônico produzido pela mistura acima;
(4) Bombear a solução de ácido carbônico com inibidor de incrustação através das linhas alinhadas com a linha de serviço ou de gás lift para ser injetado na coluna do poço até o reservatório;
em que injeção de um volume de água é 1,5 vezes o volume da coluna de produção, seguido de colchão água e de diesel para deslocamento e injeção na formação.
[0016] Ao misturar o gás carbônico (CO2) com a água ocorre a formação de ácido carbônico (H2CO3), que apesar de ser um ácido fraco, pode ser utilizado para a remoção de incrustações de carbonato de cálcio. Para as unidades estacionárias em que o gás carbônico produzido, separado pode ser aplicado para a geração de ácido carbônico na UEP e aplicar nas operações de remoção de incrustação. Para a remoção de depósitos inorgânicos solúveis (carbonato de cálcio) na coluna de produção e posterior aprimoramento da solução com aditivação química com inibidores de incrustação. O campo de aplicação será nos reservatórios carbonáticos com alta temperatura e fluido produzido com baixa razão gás-água. E também poderá ser aplicado em reservatórios depletados com alta temperatura e fluido produzido com alta razão gás-água. Esta solução atende a necessidade de estimulação para a remoção de incrustações de carbonato de cálcio, visando a manutenção da produtividade para poços produtores e aumentar, através de um processo de adição do gás carbônico a água industrial ou dessulfatada nas operações de estimulação de poços produtores.
[0017] A presente invenção pode ser aplicada integralmente através da área de Elevação e Escoamento e Reservatórios, nos campos produtores do pré-sal que possuem separação de gás carbônico, sendo endereçada a área Reservatórios no gerenciamento de reservatório para o gerenciamento aumento ou manutenção da produção dos poços através do controle de perdas para promover a garantia de escoamento. Pode ser aplicada como tecnologia na intervenção de poços na fase de restauração da produtividade, através de operações de injeção de ácido carbônico na coluna e no reservatório para remoção de incrustação de carbonato de cálcio. Também pode ser utilizada na aplicação de inibidor de incrustação associado com o ácido carbônico em operações que podem ser classificadas como mistas (remoção e inibição) e desta forma a aplicação dessa tecnologia cria facilidades para o gerenciamento de incrustação para poços produtores.
[0018] Os exemplos a seguir são apresentados de forma a ilustrar mais completamente a natureza da presente invenção e a maneira de praticar a mesma, sem que, no entanto, possam ser considerados como limitantes do seu conteúdo.
[0019] A mistura de gás carbônico produzido com água industrial e ou dessulfatada em uma UEP do pré-sal para gerar ácido carbônico, para ser utilizado como ácido fraco na remoção de incrustação, em operação remota, se caracteriza como uma inovação. Entretanto esta reação da água com o CO2 formando ácido carbônico, já é descrita pela literatura em livros de química inorgânica. Entretanto o resultado obtido pela invenção, num primeiro momento pode ser aferido através da utilização de simulação termodinâmica. Por exemplo, estudos realizados no simulador geoquímico ARXIM demonstram dissolução do carbonato de cálcio pela mistura água mais gás carbônico em diferentes proporções e para diferentes faixas de pH.
[0020] Deve ser notado que, apesar de a presente invenção ter sido descrita com relação aos desenhos em anexo, esta poderá sofrer modificações e adaptações pelos técnicos versados no assunto, dependendo da situação específica, mas desde que dentro do escopo inventivo aqui definido.
Claims (3)
- MÉTODO DE REMOÇÃO DE INCRUSTAÇÃO COM ÁCIDO CARBÔNICO, caracterizado por compreender as seguintes etapas:
(1) Alinhar o gás carbônico para o atomizador para preparo da solução de ácido carbônico;
(2) Alinhar a água para o atomizador para preparo da solução de ácido carbônico;
(3) Adicionar o inibidor de incrustação no ácido carbônico produzido pela mistura de gás carbônico com água;
(4) Bombear a solução de gás carbônico com inibidor de incrustação através das linhas alinhadas com a linha de serviço ou de gás lift para ser injetado na coluna do poço até o reservatório;
em que injeção de um volume de água na coluna de produção ser seguido de colchão água e de diesel para deslocamento e injeção na formação. - MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela água utilizada ser água industrial ou dessulfatada.
- MÉTODO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo volume de água injetado ser 1,5 vezes o volume da coluna de produção.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR102021021444-9A BR102021021444A2 (pt) | 2021-10-25 | 2021-10-25 | Método de remoção de incrustação com ácido carbônico |
| US17/973,352 US11884877B2 (en) | 2021-10-25 | 2022-10-25 | Method for removing fouling using carbonic acid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR102021021444-9A BR102021021444A2 (pt) | 2021-10-25 | 2021-10-25 | Método de remoção de incrustação com ácido carbônico |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR102021021444A2 true BR102021021444A2 (pt) | 2023-05-09 |
Family
ID=86056654
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR102021021444-9A BR102021021444A2 (pt) | 2021-10-25 | 2021-10-25 | Método de remoção de incrustação com ácido carbônico |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11884877B2 (pt) |
| BR (1) | BR102021021444A2 (pt) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116378622B (zh) * | 2023-06-06 | 2023-08-18 | 西安博宏石油科技有限公司 | 一种油田油水井酸化用酸液注入装置 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5146988A (en) * | 1991-08-16 | 1992-09-15 | Mobil Oil Corporation | Method for scale removal in a wellbore |
| US5403493A (en) * | 1992-12-10 | 1995-04-04 | Nalco Chemical Company | Noncorrosive scale inhibitor additive in geothermal wells |
| US20200291761A1 (en) * | 2017-10-05 | 2020-09-17 | Surgitech Inc. | Unique chemical delivery method for stimulating production in oil and gas wells |
| BR102019025415A2 (pt) | 2019-11-29 | 2021-06-15 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Processo de tratamento combinado de remoção e inibição de incrustação |
-
2021
- 2021-10-25 BR BR102021021444-9A patent/BR102021021444A2/pt unknown
-
2022
- 2022-10-25 US US17/973,352 patent/US11884877B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US11884877B2 (en) | 2024-01-30 |
| US20230127921A1 (en) | 2023-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Mahmoud | Evaluating the damage caused by calcium sulfate scale precipitation during low-and high-salinity-water injection | |
| US6035933A (en) | Process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates | |
| Bader | Sulfate scale problems in oil fields water injection operations | |
| BR112015029265B1 (pt) | Fluido de tratamento de agente quelante espumado, e, métodos para tratamentos de intensificação da produção | |
| US4913236A (en) | Method for inhibiting silica dissolution using phase separation during oil well steam injection | |
| US3396792A (en) | Process for recovery of petroleum by steam stimulation | |
| BR102021021444A2 (pt) | Método de remoção de incrustação com ácido carbônico | |
| Bonis et al. | Weight loss corrosion with H2S: using past operations for designing future facilities | |
| WO1993004263A1 (en) | Method for scale removal in a wellbore | |
| Hinrichsen | Preventing scale deposition in oil production facilities: An industry review | |
| US20210079289A1 (en) | Metal sulfate scale dissolution | |
| RU2349742C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US4903769A (en) | Method of controlling permeability damage of hydrocarbon formations during steam injection using bicarbonate ions and sources of ammonia | |
| US5366016A (en) | Use of variable density carrier fluids to improve the efficiency of scale dissolution | |
| BR102020016720A2 (pt) | Método autônomo de remoção e inibição de incrustação | |
| RU2245992C1 (ru) | Способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима | |
| Place | Corrosion inhibition for severely corrosive gas wells | |
| US4871023A (en) | Method for controlling the pH of steam fluids | |
| US20240133268A1 (en) | Method for applying the scale inhibitor to completion fluids during injectivity test operations | |
| Prasetya et al. | The Application of Nitrate-Based Hi-Density Completion Fluid, Case Study of Workover in JRB-01 Well and JAS-02 | |
| US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
| Kondrat et al. | Study of foam formation process with use of water solutions of foam-forming PAIRS and foam stabilizers | |
| Patel et al. | Oil Field Scale in Petroleum Industry | |
| BR102022021634A2 (pt) | Método para aplicação do inibidor de incrustação em fluidos de completação durante operações de teste de injetividade | |
| BR102021016391A2 (pt) | Método de remoção de incrustação da dhsv na coluna de produção |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] |