CN105849223A - 热活化的强酸 - Google Patents
热活化的强酸 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105849223A CN105849223A CN201480060780.7A CN201480060780A CN105849223A CN 105849223 A CN105849223 A CN 105849223A CN 201480060780 A CN201480060780 A CN 201480060780A CN 105849223 A CN105849223 A CN 105849223A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- fluid
- precursor
- thermal activation
- acid fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 189
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 88
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract description 63
- 238000007725 thermal activation Methods 0.000 claims description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 32
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 32
- 239000006187 pill Substances 0.000 claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 claims description 17
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 claims description 17
- OYLOCUZMZMBATB-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-1,3,2-dioxathietane 2-oxide Chemical compound S1(=O)OC(C)O1 OYLOCUZMZMBATB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- BGJSXRVXTHVRSN-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-trioxane Chemical compound C1OCOCO1 BGJSXRVXTHVRSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BDUPRNVPXOHWIL-UHFFFAOYSA-N dimethyl sulfite Chemical compound COS(=O)OC BDUPRNVPXOHWIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- GKKDCARASOJPNG-UHFFFAOYSA-N metaldehyde Chemical compound CC1OC(C)OC(C)OC(C)O1 GKKDCARASOJPNG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- -1 sulfurous acid Ester Chemical class 0.000 claims description 3
- PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N (E)-1,3-pentadiene Chemical compound C\C=C\C=C PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 claims description 2
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical compound CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 21
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 15
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- DETXZQGDWUJKMO-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxymethanesulfonic acid Chemical compound OCS(O)(=O)=O DETXZQGDWUJKMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- 150000001728 carbonyl compounds Chemical class 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 150000008053 sultones Chemical class 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NTIZESTWPVYFNL-UHFFFAOYSA-N Methyl isobutyl ketone Chemical compound CC(C)CC(C)=O NTIZESTWPVYFNL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- 238000002835 absorbance Methods 0.000 description 3
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000005160 1H NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N Butyraldehyde Chemical compound CCCC=O ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N Glycolaldehyde Chemical compound OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N Methyl isobutyl ketone Natural products CCC(C)C(C)=O UIHCLUNTQKBZGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 2
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N Propionic aldehyde Chemical compound CCC=O NBBJYMSMWIIQGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N benzaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1 HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 125000000219 ethylidene group Chemical group [H]C(=[*])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940043265 methyl isobutyl ketone Drugs 0.000 description 2
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 2
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 108010022579 ATP dependent 26S protease Proteins 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- MNQZXJOMYWMBOU-VKHMYHEASA-N D-glyceraldehyde Chemical compound OC[C@@H](O)C=O MNQZXJOMYWMBOU-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- 238000005698 Diels-Alder reaction Methods 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QFHYHYSMAHUARD-UHFFFAOYSA-N [S].CO Chemical compound [S].CO QFHYHYSMAHUARD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N acetaldehyde Chemical compound [14CH]([14CH3])=O IKHGUXGNUITLKF-XPULMUKRSA-N 0.000 description 1
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002777 acetyl group Chemical class [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008033 biological extinction Effects 0.000 description 1
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N cyclohexanone Chemical group O=C1CCCCC1 JHIVVAPYMSGYDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- NVJBFARDFTXOTO-UHFFFAOYSA-N diethyl sulfite Chemical compound CCOS(=O)OCC NVJBFARDFTXOTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KLENLLQVCFHSGE-UHFFFAOYSA-N dihydroxy-dimethyl-oxo-$l^{6}-sulfane Chemical class CS(C)(O)(O)=O KLENLLQVCFHSGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LDCRTTXIJACKKU-ARJAWSKDSA-N dimethyl maleate Chemical compound COC(=O)\C=C/C(=O)OC LDCRTTXIJACKKU-ARJAWSKDSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010931 ester hydrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical group O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229960002050 hydrofluoric acid Drugs 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 1
- 229960003019 loprazolam Drugs 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N para-ethylbenzaldehyde Natural products CCC1=CC=C(C=O)C=C1 QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N valeric aldehyde Natural products CCCCC=O HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/60—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
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
- C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing 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
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated 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
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
一种包含热活化的强酸前体的产酸流体。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求2013年11月7日提交的美国临时申请No.61/901,098的权益,该申请作为参考引入本文。
背景技术
本公开内容大体涉及热活化的强酸。更具体地,在某些实施方案中,本公开内容涉及能够在井下产生强酸的组合物和相关方法。
通常在地下地层中进行使用酸性水溶液的酸处理。这些酸刺激可用于多个目的。这些目的可以包括提高或恢复地下地层的渗透性从而促进油和气体从地层流入井。酸处理可以用于沿着尽可能多的烃流路除去地层损害和/或在基质酸化中产生新流路。
一般地,在酸化处理中,在压力下将酸性水溶液引入井孔或地下地层,从而使酸性溶液流入井孔或地层的孔隙。在井孔内,酸性溶液还可以除去井孔损害和滤饼。在近井地层内,酸性溶液可除去近井地层损害和其它损害物质。在近井地层中,酸性溶液可与地层中包含的酸溶性物质反应,这导致孔隙尺寸增加和地层渗透性增加。该过程通常通过增加有效井半径而强化产出。这些方法的例子描述于美国专利No.7,795,186,其全部内容作为参考并入本文。
尽管酸化一部分地下地层可在渗透性方面非常有益,但是常规酸化系统具有显著的缺点。与常规酸化处理系统相关的一个主要问题在于通常不能较深地渗入地层,因为尤其是在酸可以较深地渗入地下地层之前可能已经失效。与酸化地下地层相关的另一问题在于由酸性溶液引起的对井孔中任何金属制品(例如管材)和用于进行处理的其它设备的腐蚀。例如,常规酸化流体例如包含有机酸、盐酸或氢氟酸和盐酸的混合物的那些倾向于腐蚀在地面和井下的管件、套管和设备,尤其是在升高的温度下。另一问题在于当将酸泵入井时,它们可导致水垢从井孔上部剥落和沉降并在较低位置阻塞井。与常规酸化系统相关的另一问题是由于酸的反应性它们会造成处理和/或安全问题。
以前已经开发了基于潜在有机酸如通过使用可水解酯产生热活化酸化溶液的各种方法。这些方法受到产生有机酸的限制,所述有机酸就其性质而言为弱酸,而弱酸在溶液中可能只部分解离。这可能限制溶液的溶解能力和妨碍产生溶解二氧化硅的酸如由氟化物盐产生的氢氟酸的能力。
希望开发一种无任何这些常规缺点的使用产生强酸的溶液酸化井孔或地下地层的方法。
发明内容
本公开内容大体涉及热活化的强酸。更具体地,在某些实施方案中,本公开内容涉及能够在井下产生强酸的组合物和相关方法。
在一个实施方案中,本公开内容提供了包含热活化的强酸前体的产酸流体。
在另一个实施方案中,本发明提供了一种方法,所述方法包括:提供包含热活化的强酸前体的产酸流体和将所述产酸流体置于地下地层中。
在另一个实施方案中,本发明提供了一种方法,所述方法包括:提供包含热活化的强酸前体的产酸流体;将所述产酸流体置于地下地层中;产生热活化的强酸。
本公开内容的特征和优点对于本领域技术人员是明显的。尽管本领域技术人员可作出许多改变,但这些改变在本公开内容的精神内。
具体实施方式
下文描述包括示例性设备、方法、技术和/或体现本发明主题的技术的指令序列。但要理解的使所述实施方案可在没有这些具体细节的情况下实施。
本公开内容大体涉及热活化的强酸。更具体地,在某些实施方案中,本公开内容涉及能够在井下产生强酸的组合物和相关方法.
本文所述方法的一些希望属性在于它们对地面和井下的管件、套管和设备的腐蚀性弱于常规系统。另一希望的属性在于它们不会释放井系统较高位置处的沉积污垢,而这可能导致剥落和阻塞。又一希望属性在于与常规系统相比它们可以更深地从井孔渗入地下地层。
在某些实施方案中,本公开内容提供了包含热活化的强酸前体的产酸流体。如本文所用的,术语热活化的强酸指通过从稳定温度加热基本上pH中性的包含热活化的强酸前体的水溶液产生的强酸。如本文所用的,术语强酸指pH值小于1和/或能够完全电离的酸。
在某些实施方案中,热活化的强酸前体可包括一种或多种化合物,和/或一种或多种该化合物的前体,它们一起反应形成热活化的强酸。在某些实施方案中,能够一起反应形成热活化的强酸的化合物可为SO2和/或羰基化合物。在某些实施方案中,热活化的强酸前体可包括SO2前体(或SO2)和/或有机羰基前体(或有机羰基化合物)。
适合的SO2前体的例子包括砜和亚硫酸酯。适合的砜的例子包括丁二烯的砜加合物、间戊二烯的砜加合物和异戊二烯的砜加合物。适合的亚硫酸酯的例子包括亚硫酸酯例如亚乙基亚硫酸酯、二甲基亚硫酸酯、二乙基亚硫酸酯、1,2-亚丙基亚硫酸酯和1,3-亚丙基亚硫酸酯。
适合的羰基前体或羰基化合物的例子包括能够与SO2反应形成α-羟基磺酸的任何羰基(或产生羰基的前体)化合物。在某些实施方案中,羰基化合物可包含1-7个碳原子。适合的羰基化合物(或其前体)的例子包括醛、聚乙醛、三氧杂环己烷、甲醛、乙醛、丙醛、正丁醛、异丁醛、乙醇醛、甘油醛、乙二醛、苯甲醛、环己酮、丙酮、氯丙酮、低聚甲醛、聚甲醛和它们的任何前体或组合。适合的羰基化合物(或其前体)的其它例子包括酮、丙酮、缩醛、缩酮、环缩醛、甲基乙基酮、异丙基丙酮、甲基异丁基酮和它们的任何前体或组合。在某些实施方案中,羰基化合物可以包括酮和/或醛(或其前体)的混合物,其中含有或不含可转化至酮和/或醛的醇。
在某些实施方案中,产酸流体可具有基本上中性的pH。在某些实施方案中,产酸流体可具有6.5-7.5的pH。在其它实施方案中,产酸流体可具有6-8的pH。在其它实施方案中,产酸流体可具有3-9的pH.
在某些实施方案中,热活化的强酸前体可被活化以产生α-羟基磺酸。在某些实施方案中,热活化的强酸前体可被活化以产生α-羟基磺酸的共混物。在某些实施方案中,α-羟基磺酸可具有下式:
其中R1和R2各自为氢或具有至多约9个碳原子且可能包含或不含氧的烃基。在某些实施方案中,α-羟基磺酸可包括羟基甲基磺酸和/或羟基乙基磺酸。在某些实施方案中,α-羟基磺酸或其共混物可具有小于1的pH。在其它实施方案中,α-羟基磺酸或其共混物可具有1和2之间的pH。
如本文所用的,术语“活化”指一种或多种热活化的强酸前体释放强酸组分和然后那些强酸组分与其它组分和水反应形成热活化的强酸的过程。此外,术语活化还指其中热活化的强酸的一种或多种组分彼此之间以及与水反应形成热活化的强酸的过程。
在某些实施方案中,热活化的强酸组分的一种或多种前体可在暴露于某些温度时释放组分。在某些实施方案中,热活化的强酸组分的一种或多种前体可在水中水解时释放所述组分。例如,三氧杂环己烷可易溶于水中和在常温下稳定,但当升温至约80℃时,该化合物水解或分解以产生甲醛。相似地,当聚乙醛水溶液升温时,它们可产生乙醛。如果水溶液包含SO2或其前体,升温的溶液可立即形成α-羟基磺酸。在某些实施方案中,热活化的强酸组分的一种或多种前体可在室温下释放所述组分。
在另一例子中,基本上pH中性的甲醛和亚乙基亚硫酸酯的水溶液升温,亚乙基亚硫酸酯可利用存在的水来水解,形成SO2和乙二醇,和SO2和甲醛可与水组合形成α-羟基甲烷磺酸。
在某些实施方案中,热活化的强酸前体可包括丁二烯的砜加合物和/或醛。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的丁二烯的环丁烯砜加合物的量可足以在流体中产生浓度为产酸流体重量0.05-20%、0.1-10%或0.5-5%的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的醛的量可足以在流体中产生浓度为产酸流体重量0.05-20%、0.1-10%或0.5-5%的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的丁二烯的环丁烯砜加合物与醛的比例可为10:1-1:10。
在某些实施方案中,例如当热活化的强酸前体包含砜加合物时,产酸流体可包含亲双烯体。亲双烯体可能与由砜加合物产生的二烯反应形成Diels-Alder加合物。谨慎选择亲双烯体可形成二酸螯合剂。这种适合的亲双烯体的例子包括马来酸二甲酯。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的亲双烯体的量可以为所使用的砜加合物的量的一部分至过量的摩尔量。在某些实施方案中,亲双烯体可以以与砜加合物相同的浓度存在。
在某些实施方案中,热活化的强酸可包括亚硫酸酯和/或羰基。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的亚硫酸酯的量可足以在流体中产生浓度为产酸流体重量0.05-20%、0.1-10%或0.5-5%的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的醛的量可足以在流体中产生浓度为产酸流体重量0.05-20%、0.1-10%或0.5-5%的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的亚硫酸酯与羰基的比例可为10:1-1:10。
在某些实施方案中,产酸流体可包含碱性流体。适合的碱性流体的例子包括水。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的碱性流体的量可为产酸流体重量的0.01-99%。
在某些实施方案中,产酸流体可为乳液。在某些实施方案中,乳液可包括水包油乳液或油包水乳液。在某些实施方案中,一种或多种热活化的强酸前体可在乳液的含水部分中或乳液的非含水部分中。在其它实施方案中,一种热活化的强酸前体可在含水部分中,而其它可在非含水部分中。在其它实施方案中,产酸流体可为均匀溶液。
在某些实施方案中,产酸流体可为防滤失丸剂的组分。在某些实施方案中,防滤失丸剂可为产酸流体和胶凝剂。
在某些实施方案中,存在于防滤失丸剂中的产酸流体量可为防滤失丸剂重量的0.01-99%。在某些实施方案中,存在于防滤失丸剂中的产酸流体量可为一旦活化足以产生足够α-羟基磺酸以完全破碎防滤失丸剂的量。
在某些实施方案中,凝胶剂可包括描述于美国专利No.7,795,186中的任何凝胶剂,其全部内容作为参考并入本文。在某些实施方案中,存在于防滤失丸剂中的凝胶剂量可足以与产酸流体形成凝胶。在某些实施方案中,防滤失丸剂可为均匀混合物。
在某些实施方案中,本发明提供了一种方法,所述方法包括:提供包含热活化的强酸前体的产酸流体和将所述产酸流体置于地下地层中。
在某些实施方案中,产酸流体可通过任何常规方式置于地下地层中。适合的地下地层的例子包括具有足够高的温度以活化热活化的强酸的任何地下地层。在某些实施方案中,地下地层温度可以为室温或高于40℃,高于50℃,高于60℃,高于70℃,高于80℃,高于90℃,高于100℃,高于110℃,或高于120℃。常规方式的例子包括作为流体、乳液或丸剂引入产酸流体。在某些实施方案中,一种或多种热活化的强酸前体可存在于地下地层中,之后将产酸流体置于地下地层中。在某些实施方案中,水可存在于地下地层中,之后将产酸流体置于地下地层中。
在某些实施方案中,该方法可还包括产生热活化的强酸。在某些实施方案中,产生热活化的强酸可包括活化热活化的强酸前体以形成热活化的强酸。
在某些实施方案中,存在于产酸流体中的热活化的强酸前体可与之前地下地层中的热活化的强酸前体和水反应形成热活化的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的热活化的强酸前体可由于地下地层中的温度而释放热活化的强酸组分。例如,当包含SO2前体如砜或亚硫酸酯和羰基的产酸流体在高于80℃的温度下引入地下地层时,SO2前体可释放SO2和SO2可与羰基反应形成α-羟基磺酸。替代地,当包含羰基前体和SO2的产酸流体在高于80℃的温度下引入地下地层时,羰基前体可释放羰基和羰基可与SO2反应形成α-羟基磺酸。
在某些实施方案中,存在于产酸流体中的两种热活化的强酸前体可释放热活化的强酸组分和然后这些组分可在地下地层中彼此之间以及与水反应形成热活化的强酸。在某些实施方案中,存在于产酸流体中的两种热活化的强酸前体可由于地下地层中的温度而释放热活化的强酸组分。例如,当包含SO2前体如砜或亚硫酸酯和羰基前体的产酸流体在高于80℃的温度下引入地下地层时,SO2前体可释放SO2,羰基前体可释放羰基,和SO2可与羰基反应形成α-羟基磺酸。
在产酸流体包含丁二烯的砜加合物的实施方案中,丁二烯的砜加合物可在活化时释放丁二烯。在这样的实施方案中,存在于产酸流体或地下地层的亲双烯体可与丁二烯反应形成二酸。在某些实施方案中,其中产酸流体包含亚硫酸酯,在活化亚硫酸酯时可释放醇例如乙二醇。
在某些实施方案中,热活化的强酸的形成可为自催化反应。在某些实施方案中,碳酸钙或其它碱性如KOH、NaOH、NH4OH可作为产酸流体的一部分加入反应或存在于地下地层中以减慢反应。在某些实施方案中,可存在于产酸流体中的碱量为产酸流体重量的0-5%。
在某些实施方案中,产酸流体可作为防滤失丸剂的一部分置于地下。在某些实施方案中,在引入地下地层之后,可允许产酸流体破碎防滤失丸剂。
为了有利于更好地理解本发明,提供了一些实施方案的某些方面的以下实施例。绝不应将以下实施例解读为限制或限定本发明的范围。
实施例
实施例1亚乙基亚硫酸酯和福尔马林
在室温下,将15.01g的亚乙基亚硫酸酯(Sigma-Aldrich lot#BCBB370V)和11.55g的福尔马林(Sigma-Aldrich,ACS试剂,水中37wt%,10-15wt%甲醇作为稳定剂,Lot#SHBB0285)加入129.95g的水中并搅拌以产生均匀澄清溶液。该溶液装入300ml配备有IR光学器件的高压釜中。以750rpm开始搅拌。混合物保持在环境条件(~20℃)达约20分钟,没有亚硫酸酯水解或HMSA产生的明显迹象。然后反应器经6分钟加热至50℃和然后保持在该温度达30分钟,没有亚硫酸酯水解或HMSA产生的明显迹象。混合物经5分钟加热至80℃。在80℃约15分钟后,亚乙基亚硫酸酯开始明显反应掉和HMSA开始产生。在达到80℃之后,观察到反应约2小时完成。将反应器冷却和在从运行开始约4个小时之后结束运行。对反应器内容物取样和1H NMR证实了在反应过程中产生15.6g的HMSA(10%w)和初始装入的所有亚乙基亚硫酸酯和醛已经消耗完。对于每摩尔水解的亚乙基亚硫酸酯还产生1mol的乙二醇。图1中给出的IR光学数据的图线显示了亚乙基亚硫酸酯和产生的羟基甲烷磺酸的浓度。从图1还可以看出,由曲线形状看起来酸的产生为自催化反应。注意的是,温度之间的基线吸光度的位移在图中未校正。它们由均为温度依赖性的IR晶体折射率变化和溶液摩尔浓度变化的组合而引起。
实施例2二甲基亚硫酸酯和福尔马林和CaCO3
在室温下,将15.03g的二甲基亚硫酸酯(Sigma-Aldrich Lot#MKBJ9974V)、11.58g的福尔马林(Sigma-Aldrich,ACS试剂,水中37wt%,10-15wt%甲醇作为稳定剂,Lot#SHBB0285)和3.50g的CaCO3加入130.12g的水中并搅拌以产生浆液。该浆液溶液装入300ml配备有IR光学器件的高压釜中。混合物直接加热至100℃和保持在该温度达267分钟,在此刻终止反应。冷却后,对反应器内容物取样。发现反应器内容物为透明无色的溶液。1H NMR证实了在反应过程中产生HMSA/HMSA盐,其中回收了理论阴离子的>96%。在反应过程中所有的二甲基亚硫酸酯和醛与初始不可溶的CaCO3一起被消耗完。图2中给出的IR光学数据的图线显示出亚乙基亚硫酸酯和产生的羟基甲烷磺酸(或所述酸的Ca2+盐,因为它们均具有相同IR特征)的浓度。从图2可以看出,酸的产生很慢,直至CaCO3消耗完,在此刻反应转为自催化反应。注意的是,在温度从环境温度升至100℃的过程中基线吸光度的位移在图中未校正。主要变化由均为温度依赖性的IR晶体折射率变化和溶液摩尔浓度变化的组合而引起。
实施例31,3,5-三氧杂环己烷和3-环丁烯砜
在室温下,将4.82g的三氧杂环己烷和20.0g的3-环丁烯砜加入155g的水中并搅拌以产生均匀且几乎透明的溶液。该溶液装入300ml配备有IR光学器件的高压釜中。混合物加热至80℃和保持在该温度达90分钟,原位IR谱图未变化。然后混合物从80℃加热至130℃和然后保持在该温度。图3给出的IR光学数据的结果显示出组分吸光度。从图3可以看出,未观察到在80℃下产生酸。三氧杂环己烷吸光度降低表明在约105℃下该三聚体开始分解为甲醛。在高于100℃下3-环丁烯砜缓慢地开始分解为SO2和丁二烯。羟基甲烷磺酸的IR带在高于100℃的温度下增加,表示该物质形成。
实施例4SO2和三氧杂环己烷
在室温下,在配备有原位IR光学器件的600ml Parr高压釜中装入7.29g三氧杂环己烷和250ml水的溶液。将反应器密封和经由风箱喷嘴加入15.5g的SO2。溶液加热至50℃,没有观察到红外谱图,所有组分的IR带保持不变。溶液加热至80℃,仍然没有观察到变化。溶液加热至100℃,没有观察到任何变化。然后溶液加热至130℃和观察到形成羟基甲烷磺酸。图4中给出的IR光学数据的图线显示出SO2、三氧杂环己烷和产生的羟基甲烷磺酸的浓度。
实施例5丸剂破碎
包含产生强酸的内部破碎剂组分的第一、第二和第三防滤失丸剂和不含强酸内部破碎剂组分的相应空白丸剂由相同批次材料制备。首先,在高速共混机(VitaMix Professional Series750)中将96.0g的凝胶剂(WG-33,Halliburton)和80ml的丙二醇加入约1800ml的14.3磅/加仑溴化钙卤水(TETRA Technologies,Inc.)中。混合物搅拌2-3分钟,之后添加10ml的37wt%盐酸和然后搅拌额外15-30分钟。然后将混合物分为三部分,1564.5g用于添加内部破碎剂,1564.5g用于添加内部破碎剂,和剩余未交联丸剂作为保留的样品。对于内部破碎剂样品,添加43.37g的3-环丁烯砜(Aldrich,98%lot#MKBN9972V),和11.15g的低聚甲醛(Sigma-Aldrich,lot#090M1738V)并混合直至均匀。通过添加在10ml水中浆化的3.6084g交联试剂(CL-30,Halliburton)形成丸剂。共混直至涡流结束。对于空白样品,不添加内部破碎剂但执行相同过程。然后分配两个丸剂用于使用不同温度的测试。
包含产生强酸的内部破碎剂的第一防滤失丸剂和相应空白丸剂加热至60℃。包含产生强酸的内部破碎剂的第二防滤失丸剂和相应空白丸剂加热至85℃。包含产生强酸的内部破碎剂的第三防滤失丸剂和相应空白丸剂加热至110℃。观察到包含产生强酸的内部破碎剂的第三防滤失丸剂在3小时内完全破碎为自由流动液体。还观察到包含产生强酸的内部破碎剂的第二防滤失丸剂在24至48小时之间完全破碎为自由流动液体。还观察到包含产生强酸的内部破碎剂的第一防滤失丸剂在114小时之后仍保持为未破碎的胶状物质。在三个给定温度下三个相应空白丸剂在114小时之后均仍保持为未破碎的胶状物质。
实施例6在环境条件下丸剂破碎
在高速共混机(VitaMix Professional Series750)中将24.55g的凝胶剂(WG-33,Halliburton)与20ml的丙二醇混合并加入约450ml的14.3磅/加仑溴化钙卤水(TETRA Technologies,Inc.)中。将混合物搅拌2-3分钟,之后添加2.5ml的37wt%盐酸并搅拌额外15-30分钟。以两等份添加溶于2.79g水的2.03g氢氧化钠并搅拌直至均匀,以提高材料pH(~3-4,由pH纸测量),之后添加50.4g的亚乙基亚硫酸酯(Beta Pharma Scientific,Lot#E130702)和13.99g的低聚甲醛(Sigma-Aldrich,lot#090M1738V)。应该注意的是,如果pH没有提高,亚乙基亚硫酸酯(或其它测试的亚硫酸酯)将立即开始反应和丸剂不能有效地交联。通过添加在10ml水中浆化的1.8g交联试剂(CL-30,Halliburton)形成丸剂。共混直至涡流结束。
然后允许含有产生强酸的内部破碎剂组分的防滤失丸剂在环境条件(~23℃)下静置过夜。观察到包含产生强酸的内部破碎剂的防滤失丸剂在小于21小时内完全破碎为自由流动液体。
尽管参考各种实施和利用描述了一些实施方案,但要理解的是这些实施方案是说明性的,和本发明主题的范围并不限于此。许多变化、调整、添加和改进都是可能的。
对于本文作为单独情况描述的组分、操作或结构可作为复数情况提供。一般地,在示例性设置中作为单独组件存在的结构和功能可作为组合的结构或组件来实施。类似地,作为单一组件存在的结构和功能可作为单独的组件来实施。这些和其它变化、调整、添加和改进均落在本发明主题的范围内。
Claims (20)
1.一种产酸流体,所述产酸流体包含热活化的强酸前体。
2.权利要求1的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括SO2前体。
3.权利要求1或2的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括丁二烯的砜加合物、间戊二烯的砜加合物、异戊二烯的砜加合物、亚硫酸酯或它们的任何组合。
4.权利要求1-3任一项的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括亚乙基亚硫酸酯或二甲基亚硫酸酯。
5.权利要求1-4任一项的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括醛或酮前体。
6.权利要求1-5任一项的产酸流体,其中醛或酮前体包括低聚甲醛、聚甲醛、聚乙醛、三氧杂环己烷、甲醛、乙醛或它们的任何组合。
7.权利要求1-6任一项的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括比例为1:1的SO2和醛或酮前体。
8.权利要求1-7任一项的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括的SO2前体和醛或酮的量足以产生浓度为产酸流体重量0.1-10%的强酸。
9.权利要求1-8任一项的产酸流体,其中热活化的强酸前体包括的SO2前体和醛或酮前体的量足以产生浓度为产酸流体重量1-5%的强酸。
10.权利要求1-9任一项的产酸流体,还包含水。
11.权利要求1-10任一项的产酸流体,还包含亲双烯体。
12.权利要求10的产酸流体,其中亲双烯体和热活化的强酸前体以1:1摩尔比存在。
13.权利要求1-12任一项的产酸流体,还包含碱。
14.权利要求13的产酸流体,其中所述碱为CaCO3。
15.权利要求1-14任一项的产酸流体,其中所述产酸流体为乳液。
16.权利要求1-15任一项的产酸流体,其中所述产酸流体具有大于4的pH。
17.权利要求1-16任一项的产酸流体,其中所述产酸流体为防滤失丸剂的组分。
18.一种方法,所述方法包括:提供包含热活化的强酸前体的产酸流体和将所述产酸流体置于地下地层中。
19.权利要求18的方法,其中所述产酸流体包括权利要求1-17任一项的产酸流体。
20.权利要求18或19的方法,还包括产生热活化的强酸。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361901098P | 2013-11-07 | 2013-11-07 | |
US61/901,098 | 2013-11-07 | ||
PCT/US2014/063993 WO2015069681A1 (en) | 2013-11-07 | 2014-11-05 | Thermally activated strong acids |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105849223A true CN105849223A (zh) | 2016-08-10 |
Family
ID=51904289
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201480060780.7A Pending CN105849223A (zh) | 2013-11-07 | 2014-11-05 | 热活化的强酸 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US20160273329A1 (zh) |
EP (1) | EP3066173A1 (zh) |
CN (1) | CN105849223A (zh) |
AU (1) | AU2014346934B2 (zh) |
BR (1) | BR112016010056B1 (zh) |
MY (1) | MY173283A (zh) |
WO (1) | WO2015069681A1 (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106350046A (zh) * | 2016-08-30 | 2017-01-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种温控型泥饼清除液及制备方法和应用 |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
BR112017024312B1 (pt) * | 2015-05-12 | 2022-10-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | Método compreendendo fornecer composições induzivelmente degradáveis que compreendem poliacetal para uso em formações subterrâneas |
WO2017040405A1 (en) | 2015-08-31 | 2017-03-09 | Shell Oil Company | Weighted acid compositions comprising aminio acids |
WO2017142836A1 (en) * | 2016-02-15 | 2017-08-24 | Shell Oil Company | Pill breakers comprising thermally generated acids |
US11434418B1 (en) | 2021-05-28 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strong acid precursor generating strong acid for use downhole in a subterranean formation |
US20230148311A1 (en) * | 2021-11-08 | 2023-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field |
US11649399B1 (en) | 2021-11-09 | 2023-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid precursor treatment fluid generating and/or releasing acid for use downhole in a subterranean formation |
US11584878B1 (en) | 2021-12-16 | 2023-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid precursors for enhanced inhibitor placement in scale squeeze treatments |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4351955A (en) * | 1980-11-05 | 1982-09-28 | Shell Oil Company | Alpha-hydroxyisobutyric acid process |
CN1056903C (zh) * | 1993-04-29 | 2000-09-27 | 克宁索有限公司 | 一种酸化处理地下储层的方法 |
CN1708569A (zh) * | 2002-10-28 | 2005-12-14 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
WO2006092438A1 (de) * | 2005-03-04 | 2006-09-08 | Basf Aktiengesellschaft | Verwendung von wasserlöslichen alkansulfonsäuren zur erhöhung der permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden gesteinsformationen und zum lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen verunreinigungen bei der erdölförderung |
US20090042748A1 (en) * | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Fuller Michael J | Method of Acidizing Sandstone Formations |
CN101838529A (zh) * | 2009-03-17 | 2010-09-22 | 大连百奥泰科技有限公司 | 一种油气田酶催化就地深度酸化液及其应用 |
US20120208726A1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-08-16 | Kern Smith | Composition and method for removing filter cake |
US20130269944A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment Fluids Comprising an Alkali Metal Complexing Agent and Methods for Use Thereof |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4508171A (en) * | 1984-04-13 | 1985-04-02 | Shaw James E | Oil recovery method |
US4669545A (en) * | 1986-05-27 | 1987-06-02 | Shell Oil Company | Well acidization with alpha-hydroxysulfonic acid |
GB0124615D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | A method and system for handling production fluid |
JP4610237B2 (ja) * | 2004-06-18 | 2011-01-12 | 富士フイルム株式会社 | 平版印刷版原版 |
US7530398B2 (en) * | 2004-12-20 | 2009-05-12 | Shell Oil Company | Method and apparatus for a cold flow subsea hydrocarbon production system |
WO2007018642A2 (en) * | 2005-07-29 | 2007-02-15 | Benson Robert | Undersea well product transport |
US20070049501A1 (en) | 2005-09-01 | 2007-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-loss control pills comprising breakers that comprise orthoesters and/or poly(orthoesters) and methods of use |
NO326079B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-09-15 | Shell Int Research | Fremgangsmate for a behandle og separere en flerfaset bronnstromblanding. |
NO325582B1 (no) * | 2006-10-27 | 2008-06-23 | Norsk Hydro As | Undersjoisk prosessystem |
NO330761B1 (no) * | 2007-06-01 | 2011-07-04 | Fmc Kongsberg Subsea As | Undersjoisk kjoleenhet og fremgangsmate for undersjoisk kjoling |
EP2149673A1 (en) * | 2008-07-31 | 2010-02-03 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Method and system for subsea processing of multiphase well effluents |
AU2010204966B2 (en) * | 2009-01-16 | 2013-05-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cold flow center and centers |
GB2468920A (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-29 | Framo Eng As | Subsea cooler for cooling a fluid flowing in a subsea flow line |
AU2011245498B2 (en) * | 2010-04-27 | 2015-09-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of retrofitting subsea equipment with separation and boosting |
AU2011323322B2 (en) | 2010-11-05 | 2015-03-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating biomass to produce materials useful for biofuels |
GB2493749B (en) * | 2011-08-17 | 2016-04-13 | Statoil Petroleum As | Improvements relating to subsea compression |
US20140024093A1 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-23 | Shell Oil Company | Process for the production of digested biomass useful for chemicals and biofuels |
US8955588B2 (en) | 2012-09-10 | 2015-02-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electron-poor orthoester for generating acid in a well fluid |
GB2509165B (en) * | 2012-12-21 | 2018-01-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of well fluids |
US20140187450A1 (en) * | 2012-12-28 | 2014-07-03 | Superior Energy Services, L.L.C. | Internal Breaker for Fluid Loss Control Pills and Method |
-
2014
- 2014-11-05 EP EP14799644.1A patent/EP3066173A1/en not_active Withdrawn
- 2014-11-05 AU AU2014346934A patent/AU2014346934B2/en active Active
- 2014-11-05 BR BR112016010056-5A patent/BR112016010056B1/pt active IP Right Grant
- 2014-11-05 CN CN201480060780.7A patent/CN105849223A/zh active Pending
- 2014-11-05 US US15/034,619 patent/US20160273329A1/en not_active Abandoned
- 2014-11-05 MY MYPI2016701488A patent/MY173283A/en unknown
- 2014-11-05 WO PCT/US2014/063993 patent/WO2015069681A1/en active Application Filing
-
2017
- 2017-08-03 US US15/667,779 patent/US10443368B2/en active Active
-
2019
- 2019-09-05 US US16/561,646 patent/US11156074B2/en active Active
-
2021
- 2021-09-23 US US17/483,033 patent/US11603491B2/en active Active
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4351955A (en) * | 1980-11-05 | 1982-09-28 | Shell Oil Company | Alpha-hydroxyisobutyric acid process |
CN1056903C (zh) * | 1993-04-29 | 2000-09-27 | 克宁索有限公司 | 一种酸化处理地下储层的方法 |
CN1708569A (zh) * | 2002-10-28 | 2005-12-14 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
WO2006092438A1 (de) * | 2005-03-04 | 2006-09-08 | Basf Aktiengesellschaft | Verwendung von wasserlöslichen alkansulfonsäuren zur erhöhung der permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden gesteinsformationen und zum lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen verunreinigungen bei der erdölförderung |
CN101133135A (zh) * | 2005-03-04 | 2008-02-27 | 巴斯福股份公司 | 水溶性烷基磺酸在提高地下含石油的和/或含有气体的碳酸盐岩层的渗透性以及在溶解石油生产期间的碳酸盐杂质和/或含有碳酸盐的杂质中的用途 |
US20090042748A1 (en) * | 2007-08-06 | 2009-02-12 | Fuller Michael J | Method of Acidizing Sandstone Formations |
CN101838529A (zh) * | 2009-03-17 | 2010-09-22 | 大连百奥泰科技有限公司 | 一种油气田酶催化就地深度酸化液及其应用 |
US20120208726A1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-08-16 | Kern Smith | Composition and method for removing filter cake |
CN103380190A (zh) * | 2011-02-16 | 2013-10-30 | 贝克休斯公司 | 用于除去滤饼的组合物和方法 |
US20130269944A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment Fluids Comprising an Alkali Metal Complexing Agent and Methods for Use Thereof |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106350046A (zh) * | 2016-08-30 | 2017-01-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种温控型泥饼清除液及制备方法和应用 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112016010056B1 (pt) | 2021-12-28 |
MY173283A (en) | 2020-01-10 |
US10443368B2 (en) | 2019-10-15 |
WO2015069681A1 (en) | 2015-05-14 |
AU2014346934B2 (en) | 2017-08-10 |
EP3066173A1 (en) | 2016-09-14 |
US20220025752A1 (en) | 2022-01-27 |
AU2014346934A1 (en) | 2016-04-28 |
BR112016010056A8 (pt) | 2020-04-14 |
US11603491B2 (en) | 2023-03-14 |
US20180023377A1 (en) | 2018-01-25 |
US20200003040A1 (en) | 2020-01-02 |
US11156074B2 (en) | 2021-10-26 |
US20160273329A1 (en) | 2016-09-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105849223A (zh) | 热活化的强酸 | |
CN107109199B (zh) | 用于粘弹性表面活性剂基流体的延迟破坏剂 | |
DK1979433T3 (en) | A process for the acidification in a wellbore | |
US5514645A (en) | Method of gelling hydrocarbons and fracturing subterranean formations | |
CN105295886B (zh) | 一种复合缓速酸 | |
US11267718B2 (en) | Synthetic caustic composition | |
CN103805158A (zh) | 一种交联酸酸化压裂液及其制备方法和应用 | |
CN103911139B (zh) | 胶囊包裹固体盐酸制备方法 | |
CN107011873A (zh) | 一种可调延时生热化学组合物及其解堵清蜡的方法 | |
CN103193689B (zh) | 驱油用十六烷基甲苯磺酸盐及其制备方法、表面活性剂及其应用 | |
CN111500310B (zh) | 一种原油复合破乳剂及其制备方法 | |
CN107418547A (zh) | 一种基于三苄基‑(2‑苄基)吡啶基氯化铵的高温酸化缓蚀剂 | |
CN106566504B (zh) | 一种无伤害中和酸油、水井解堵剂及其使用工艺 | |
CN105567210B (zh) | 一种耐温型稠油乳化降粘剂的制备方法 | |
CN103193688A (zh) | 十六烷基二甲苯磺酸盐工业产品及其生产方法、表面活性剂及其应用 | |
CN104086383A (zh) | 一种愈创木酚的制备方法 | |
CN106867499A (zh) | 超高温环境下延迟交联的压裂液组合物 | |
CA3027723A1 (en) | Shale treatment | |
DK3224329T3 (en) | DELAYED FLUID BREATHER BASED ON VISCOELASTIC SURFACTANT | |
US20150203743A1 (en) | Methods for treating subterranean formations | |
RU1838596C (ru) | Обратна эмульси дл обработки призабойной зоны пласта | |
CN104327824A (zh) | 提高石油采收率的新型压裂液 | |
CN118185604A (zh) | 一种环保型中性解堵剂及其制备方法与应用 | |
Llave et al. | Evaluation of mixed surfactants for improved chemical flooding |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20160810 |