DE60302351T2

DE60302351T2 - Verdickte säure zusammensetzungen und ihre verwendungen

Info

Publication number: DE60302351T2
Application number: DE60302351T
Authority: DE
Inventors: Ezell Randy DOBSON; Kelly David MOSS; Sarasamma Raman PREMACHANDRAN
Original assignee: Akzo Nobel NV
Current assignee: Akzo Nobel NV
Priority date: 2002-04-29
Filing date: 2003-04-18
Publication date: 2006-07-27
Anticipated expiration: 2023-04-19
Also published as: US20020147114A1; BR0309710A; AU2003229713B2; RU2311439C2; EP1499790A1; BRPI0309710B1; DE60302351D1; CA2483839A1; CN1656300A; EP1499790B1; CA2483839C; US7060661B2; NO20044822L; CN1330848C; MXPA04010768A; ATE310152T1; AU2003229713A1; NO340175B1; WO2003093641A1; RU2004134603A

Description

Gebiet der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf verdickte Säuregele und Anwendungen derselben.
Hintergrund der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf verdickte Säuregele und Anwendungen für solche verdickten Säuregele. Z.B. können saure, verdickte Lösungen nützlicherweise in Reinigungsformulierungen, wie Reinigern für harte Oberflächen, Toilettenschüsselreinigern, industriellen Reinigern und dergleichen und bei Ölfeld-Anwendungen, wie der Quellen-Stimulierung, verwendet werden. Diese und andere Anwendungen sind dem Fachmann bekannt.
Die Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung sind bei Ölfeld-Anwendungen besonders brauchbar. Kohlenwasserstoffe werden erhalten, indem man einen Ölschacht bohrt, der eine unterirdische Kohlenwasserstoff-tragende Formation durchdringt und einen partiellen Durchflussweg bereitstellt, damit das Öl die Oberfläche erreichen kann. Damit das Öl von der Formation zum Bohrloch wandern kann, muss ein Durchflussweg von der Formation zum Bohrloch vorliegen. Dieser Durchflussweg geht durch das Gestein der Formation und hat Poren einer ausreichenden Größe und Anzahl, um eine Leitung zum Befördern des Öls durch die Formation zu ermöglichen.
Ein üblicher Grund für eine Abnahme der Ölproduktion ist eine Beschädigung der Formation, die die Gesteinsporen verstopft und das Strömen des Öls zum Bohrloch und schließlich zur Oberfläche verhindert. Diese Beschädigung stammt im Allgemeinen daher, dass absichtlich ein anderes Fluid in das Bohrloch eingespritzt wird. Selbst nach dem Bohren verbleibt etwas Bohrspülung in dem Bereich der Formation nahe dem Bohrloch, die dehydratisieren und auf dem Bohrloch einen Überzug bilden kann. Der natürliche Effekt dieses Überzugs besteht darin, die Permeabilität gegenüber Öl zu reduzieren, das sich von der Formation in Richtung zum Bohrloch bewegt.
Ein anderer Grund für eine Abnahme der Ölproduktion liegt dann vor, wenn die Poren der Formation eine geringe Größe aufweisen, so dass Öl nur sehr langsam zum Bohrloch wandert. In beiden Fällen ist es wünschenswert, die niedrige Permeabilität der Formation zu verbessern.
Die Quellen-Stimulierung bezieht sich auf verschiedene Techniken, die verwendet werden, um die Permeabilität einer Kohlenwasserstoff-tragenden Formation zu verbessern. Drei allgemeine Quellen-Stimulierungstechniken werden typischerweise verwendet. Die erste umfasst das Einspritzen von Chemikalien in das Bohrloch, damit dieselben mit den die Permeabilität schädigenden Materialien, wie Bohrlochüberzügen, reagieren und dieselben lösen. Ein zweites Verfahren erfordert das Einspritzen von Chemikalien durch das Bohrloch und in die Formation, damit dieselben mit geringen Anteilen der Formation reagieren und dieselben lösen, wodurch alternative Durchflusswege erzeugt werden, damit die Kohlenwasserstoffe zum Bohrloch fließen können. Diese alternativen Durchflusswege leiten den Ölfluss um die Bereiche geringer Permeabilität oder um beschädigte Bereiche der Formation herum. Eine dritte Technik, die oft als Aufbrechen bezeichnet wird, umfasst das Einspritzen von Chemikalien in die Formation bei Drücken, die ausreichend sind, um die Formation tatsächlich aufzubrechen, wodurch ein großer Strömungskanal gebildet wird, durch den Kohlenwasserstoffe leichter von der Formation und in das Bohrloch befördert werden können.
In einer Ausführungsform bezieht sich die vorliegende Erfindung auf Verfahren zum Verstärken der Produktivität von Kohlenwasserstoff-tragenden Formationen, indem man eine bohrlochnahe Formationsbeschädigung entfernt oder indem man durch Lösen geringer Anteile der Formation alternative Durchflusswege erzeugt. Dies ist üblicherweise als Matrix-Ansäuern bekannt. Bei dieser Technik sind diesbezüglich Säuren oder Fluide auf Säurebasis brauchbar, und zwar wegen ihrer Fähigkeit zum Lösen sowohl der Formationsmineralien als auch der Verunreinigungen, die während des Bohrens oder während Abhilfe schaffender Arbeitsweisen in das Bohrloch/die Formation eingeführt wurden. Die primären Fluide, die bei den Säure-Behandlungen verwendet werden, sind Mineralsäuren wie Salzsäure, die immer noch die bevorzugte Säurebehandlung bei Carbonat-Formationen darstellt. Für Sandstein-Formationen ist das bevorzugte Fluid eine Mischung von Salzsäure/Fluorwasserstoffsäure.
Der Zweck einer Säurebehandlung besteht darin, eine Formationsbeschädigung entlang einer möglichst großen Strecke des Kohlenwasserstoff-Durchflussweges zu entfernen. Eine wirksame Behandlung muss daher die Schäden so weit wie möglich entlang des gesamten Durchflussweges entfernen. Die Flüssigkeiten und Techniken der vorliegenden Erfindung ermöglichen eine maximale Penetration der Säure, was eine effektivere Behandlung ergibt.
Die verdickten sauren viskoelastischen Fluide der vorliegenden Anmeldung werden auch beim hydraulischen Aufbrechen, der Kiesauffüllung und bei anderen Quellen-Stimulierungstechniken, die dem Fachmann bekannt sind, verwendet. Zusätzlich dazu können die sauren, verdickten Fluide der vorliegenden Erfindung zweckmäßigerweise in verschiedenen Haushaltsreinigern und industriellen Reinigern verwendet werden, die – ohne darauf beschränkt zu sein – Detergens-Zusammensetzungen, Toilettenschüssel-Reiniger, Reiniger für harte Oberflächen, Fettlöse-Zusammensetzungen und dergleichen einschließen.
Kurzbeschreibung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf wässrige, viskoelastische, saure Zusammensetzungen, die mit einem Amidoaminoxid-Geliermittel und/oder einem viskoelastischen Tensid der allgemeinen Formel (I)
verdickt sind, wobei R₁ eine gesättigte oder ungesättigte, gerad- oder verzweigtkettige aliphatische Gruppe mit etwa 7 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen ist, R₂ eine zweibindige Alkylengruppe mit 2 bis etwa 6 Kohlenstoffatomen ist, die linear oder verzweigt, substituiert oder unsubstituiert sein kann, und R₃ und R₄ unabhängig voneinander C₁-C₄-Alkyl- oder Hydroxylalkyl-Gruppen sind oder zusammen einen heterocyclischen Ring mit bis zu 6 Gliedern bilden, und R₅ Wasserstoff oder eine Alkyl- oder Hydroxyalkyl-Gruppe ist.
Die oben erwähnten Geliermittel ergeben vorzugsweise Gele, die während ausgedehnter Zeitspannen keiner Phasentrennung unterliegen und eine große Wärmebeständigkeit aufweisen. Die verdickten Säuregele der Erfindung werden in Haushaltsreinigern und industriellen Reinigern und Entfettungsmitteln, bei Ölfeld-Stimulierungsanwendungen und dergleichen verwendet.
Ausführliche Beschreibung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung bezieht sich allgemein auf eine viskoelastische Säure-Zusammensetzung, ein Geliermittel für saure Lösungen und Verfahren zur Verwendung dieser gelierten Säure-Zusammensetzung. Die verdickte Säure-Zusammensetzung der vorliegenden Erfindung kann zweckmäßigerweise in Verfahren zur Stimulation und/oder Modifizierung der Permeabilität von unterirdischen Formationen, in Bohrspülungen, Komplettierungsfluiden, Überarbeitungsfluiden, ansäuernden Fluiden, Kiesauffüllung und dergleichen verwendet werden. Zusätzlich dazu können die sauren, verdickten Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung auch in Reinigungszusammensetzungen, Beschichtungen auf wässriger Basis, Detergens-Formulierungen, Körperpflege-Formulierungen, Asphalt-Formulierungen auf wässriger Basis und dergleichen verwendet werden.
In einer Ausführungsform bezieht sich die Erfindung auf ein wässriges, verdicktes Säuregel, das Säure und ein Geliermittel umfasst. Jede bekannte Säure kann verwendet werden, einschließlich – aber nicht darauf beschränkt – Mineralsäuren, organischer Säuren und dergleichen. Eine wässrige, saure, verdickte Zusammensetzung der vorliegenden Erfindung kann erhalten werden, indem man ein oder mehrere Geliermittel zu einer wässrigen, sauren Lösung gibt, wie nachstehend beschrieben wird. Die Konzentration des Geliermittels in der wässrigen Zusammensetzung liegt im Allgemeinen im Bereich von etwa 0,5 Gew.-% bis etwa 10 Gew.-%, vorzugsweise von etwa 2 Gew.-% bis etwa 8 Gew.-% und mehr bevorzugt von etwa 4 Gew.-% bis etwa 6 Gew.-%, bezogen auf das Gesamtgewicht der Zusammensetzung. Die wässrige Zusammensetzung der Erfindung kann organische Salze und verschiedene Additive einschließen, wie nachstehend beschrieben wird.
Die hierin offenbarten und beschriebenen Geliermittel sind Tenside, die einzeln zugegeben werden können oder als primäre Komponente in den wässrigen, verdickten Säure-Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung verwendet werden können.
Die Geliermittel-Zusammensetzung der vorliegenden Erfindung umfasst wenigstens ein Glycol und wenigstens ein Amidoaminoxid der folgenden Struktur:
wobei R₁ eine gesättigte oder ungesättigte, gerad- oder verzweigtkettige aliphatische Gruppe mit etwa 7 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise etwa 14 bis etwa 21 Kohlenstoffatomen ist. Mehr bevorzugt ist R₁ ein aliphatischer Fett-Rest, der sich von natürlichen Fetten oder Ölen ableitet, die eine Iodzahl von etwa 1 bis etwa 140, vorzugsweise von etwa 30 bis etwa 90 und mehr bevorzugt von etwa 40 bis etwa 70 haben. R₁ kann auf eine einzige Kettenlänge eingeschränkt sein oder ein Gemisch von Kettenlängen aufweisen, wie solche Gruppen, die sich von natürlichen Fetten oder Ölen oder Erdöl-Einsatzmaterialien ableiten. Bevorzugt sind Talg-Alkyl, gehärtetes Talg-Alkyl, Rapssamen-Alkyl, gehärtetes Rapssamen-Alkyl, Tallöl-Alkyl, gehärtetes Tallöl-Alkyl, Cocos-Alkyl, Oleyl oder Soja-Alkyl. R₂ ist eine gerad- oder verzweigtkettige, substituierte oder unsubstituierte, zweibindige Alkylengruppe mit 2 bis etwa 6 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise 2 bis 4 Kohlenstoffatomen und mehr bevorzugt 3 Kohlenstoffatomen. R₃ und R₄ sind miteinander identisch oder voneinander verschieden und werden aus Alkyl- oder Hydroxyalkylgruppen mit etwa 1 bis 4 etwa 4 Kohlenstoffatomen ausgewählt und sind vorzugsweise Hydroxyethyl oder Methyl. Alternativ dazu bilden R₃ und R₄ in dem Amidoaminoxid der Formel I zusammen mit dem Stickstoffatom, an das diese Gruppen gebunden sind, einen heterocyclischen Ring mit bis zu 6 Gliedern. Schließlich ist R₅ Wasserstoff oder eine C₁-C₄-Alkyl- oder Hydroxyalkyl-Gruppe. Erläuternde Beispiele dieser Amidoaminoxide sind solche, die von
abgeleitet sind.
Andere Beispiele von Amidoaminoxiden, die in der vorliegenden Erfindung in Betracht gezogen werden, schließen solche ein – ohne aber auf dieselben beschränkt zu sein -, die aus der Gruppe ausgewählt sind, bestehend aus Talg-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Talg-Amidoalkylaminoxid, Rapssamen-Amido alkylaminoxid, gehärtetem Rapssamen-Amidoalkylaminoxid, Tallöl-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Tallöl-Amidoalkylaminoxid, Cocos-Amidoalkylaminoxid, Stearylamidoalkylaminoxid, Oleylamidoalkylaminoxid, Soja-Amidoalkylaminoxid und Mischungen derselben. Bevorzugte spezielle Beispiele der Amidoaminoxide der vorliegenden Erfindung schließen die Folgenden – ohne aber auf dieselben beschränkt zu sein – ein: Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertes Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, Soja-Amidopropyldimethylaminoxid, Oleylamidopropyldimethylaminoxid, Erucylamidopropyldimethylaminoxid, Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertes Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertes Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, gesättigte und ungesättigte C₁₄-C₂₂-Fettsäure-Amidopropyldimethylaminoxide und Mischungen derselben.
Die Aminoxid-Geliermittel-Zusammensetzung kann hergestellt werden, indem man ein tertiäres Amin, z.B. ein tertiäres Amidoamin, mit einem konzentrierten Wasserstoffperoxid in einem mischbaren Glycol als Lösungsmittel umsetzt. Die zuzufügende Glycol-Menge ist durch die Konzentration der herzustellenden Aminoxid-Lösung bestimmt.
Die verwendeten Glycole sind Lösungsmittel mit hohen Flammpunkten, welche das tertiäre Amin, das Aminoxid und Wasser aus dem Wasserstoffperoxid-Reagens solubilisieren. Wenn Wasser als Lösungsmittel verwendet wird, ist das Ergebnis ein Gel/eine Paste mit einer maximalen Aminoxid-Konzentration von 20–30 %. Wenn ein Alkohol, wie Isopropanol, als Lösungsmittel verwendet werden soll, dann hat das Produkt einen niedrigen Flammpunkt und muss als entflammbar eingestuft werden. Auch Alkohole, wie Isopropanol, scheinen die Struktur der gebildeten Tensid-Aggregate zu modifizieren, wodurch die Fähigkeit der Aminoxid-Lösung zum Verdicken von Lösungen beeinträchtigt wird. Die Verwendung von Glycolen gemäß der vorliegenden Erfindung beseitigt die Nachteile des Standes der Technik und ermöglicht die Herstellung von konzentrierten viskoelastischen Aminoxid-Zusammensetzungen mit einer hervorragenden Verdickungsfähigkeit.
Als Alternative kann die Aminoxid-Geliermittel-Zusammensetzung hergestellt werden, indem man ein tertiäres Amin mit einem konzentrierten Wasserstoffperoxid in einem Alkohol-Lösungsmittel, wie Isopropanol, umsetzt; da aber – wie oben erwähnt wurde – Alkohol-Lösungsmittel, wie Isopropanol, einen schädlichen Einfluss auf die Leistungsfähigkeit des Geliermittels haben, wird es bevorzugt, dass der Alkohol aus dem Endprodukt entfernt wird und durch ein Glycol-Lösungsmittel ersetzt wird.
Obwohl jedes Glycol-Lösungsmittel gemäß der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann, schließen die am meisten bevorzugten Glycole die Folgenden – ohne aber auf dieselben beschränkt zu sein = ein: Ethylenglycol, Butylenglycole, Diethylenglycol, Polypropylenglycol, Polyethylenglycol, Glycerin, Propylenglycole, Tetramethylenglycol, Tetramethylethylenglycol, Trimethylenglycol und dergleichen. Propylenglycole (z.B. 1,2-Propandiol) sind am meisten bevorzugten Glycole.
Es ist auch wichtig, die Menge an gebildeter Fettsäure zu minimieren, weil eine freie Fettsäure für die Geliermittel schädlich sein kann. Insbesondere verleihen die Geliermittel gemäß der vorliegenden Erfindung einer wässrigen Lösung eine höhere Viskosität, wenn das Aminoxid weniger als 5 % freie Fettsäure, vorzugsweise weniger als 3 % freie Fettsäure und am meisten bevorzugt weniger als 1 % freie Fettsäure aufweist. Um diese niedrigen Fettsäure-Gehalte zu erreichen, ist es wichtig, einen Oxidationskatalysator in dem oben erwähnten Verfahren zur Herstellung der Geliermittel der vorliegenden Erfindung zu verwenden. Bevorzugte Oxidationskatalysatoren schließen gelöstes Kohlendioxid, ein Carbonatsalz, ein Bicarbonatsalz und dergleichen ein, ohne aber auf dieselben beschränkt zu sein. Katalysatorsysteme wie diese werden im US Patent Nr. 4,960,934 beschrieben, auf das hierin Bezug genommen wird.
Ein Maskierungsmittel kann auch verwendet werden, um das Produkt bei höheren Temperaturen während der Lagerung zu stabilisieren. Ein bevorzugtes Maskierungsmittel ist ein Phosphonatsalz, wie Phosphonatsalze, die von Solutia^TM unter dem Warenzeichen Dequest^® verkauft werden. Ein bevorzugtes Produkt ist Dequest^® 2010. Das Maskierungsmittel kann entweder während des Verfahrens zur Herstellung der Geliermittel-Zusammensetzung der vorliegenden Erfindung oder an jedem nachfolgenden Punkt zugegeben werden.
Die Geliermittel-Zusammensetzung verleiht einer wässrigen Säure-Lösung eine höhere Viskosität, wenn das Aminoxid weniger als 10 %, aber mehr als 0,5 % freies Amin, vorzugsweise zwischen 8 % und 2 % freies Amin und am meisten bevorzugt zwischen etwa 6 % und 3 % freies Amin enthält.
Die Konzentration der Geliermittel-Zusammensetzung reicht vorzugsweise von etwa 1 % bis etwa 10 %, und zwar in Abhängigkeit von der erwünschten Viskosität, mehr bevorzugt von etwa 3 % bis 8 % und am meisten bevorzugt von etwa 4 % bis etwa 6 %.
Es wurde gezeigt, dass die Geliermittel der vorliegenden Erfindung HCl-Säure-Lösungen von 3–15 % wirksam verdicken.
Die Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung können auch anorganische Salze enthalten (z.B. Salzlösungen, die Alkalimetallsalze, Erdalkalimetallsalze und/oder Ammoniumsalze enthalten) und andere Additive zur Verbesserung der Viskosität (z.B. Cellulose-Typen) enthalten. Salzlösungen, die mit solchen Reagenzien geliert werden, werden vorteilhaft als Wasserumleitungsmittel, Drückerfluide, Aufbrechfluide, Bohrschlämme, Kiesauffüllungsfluide, Fluide zum Einbohren, Überarbeitungsfluide, Komplettierungsfluide und dergleichen verwendet.
Die gelierten Säure-Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung können auch in Reinigungs- und Sanitär-Formulierungen, Beschichtungen auf wässriger Basis (z.B. Anstrichstoffe), Detergens-Formulierungen, Körperpflege-Formulierungen, Asphaltsystemen auf wässriger Basis, Beton, Bauprodukten (z.B. Mörtel, Gipse, Fugen-Verbindungen und dergleichen), landwirtschaftlichen Triftsteuerungsmitteln, bei Ölquellen-Stimulierungsanwendung und dergleichen verwendet werden.
Wenn das verdickte Säuregel der vorliegenden Erfindung bei Stimulierungsanwendungen verwendet wird, kann es gegebenenfalls Gleitmittel, Korrosionsinhibitoren und verschiedene andere Additive einschließen.
Gleitmittel können Metall- oder Aminsalze einer organischen Schwefel-, Phosphor-, Bor- oder Carbonsäure einschließen. Typisch für solche Salze sind Carbonsäuren mit 1 bis 22 Kohlenstoffatomen, die sowohl aromatische als auch aliphatische Säuren einschließen; Schwefelsäuren, wie Alkyl- und aromatische Sulfonsäuren und dergleichen; Phosphorsäuren, wie Phosphorsäure, phosphorige Säure, Phosphinsäure und saure Phosphatester und analoge Schwefelhomologe, wie Thiophosphorsäure und Dithiophosphorsäure und verwandte Säurester; Mercaptobenzothiazol; Borsäuren, einschließlich Borsäure, Säureborate und dergleichen, und Laurinsäureamin-Salze.
Korrosionsinhibitoren können Alkalimetallnitrite, -nitrate, -phosphate, -silicate und -benzoate einschließen. Repräsentative, geeignete organische Inhibitoren schließen die Folgenden ein: Säure-Verbindung, die durch ein Amin mit Kohlenwasserstoff-Rest und ein hydroxyl-substituiertes Amin mit Kohlenwasserstoff-Rest neutralisiert wurde, wie neutralisierte Phosphate und Phosphatester mit Kohlenwasserstoff-Rest, neutralisierte Fettsäuren (z.B. solche, die 8 bis 22 Kohlenstoffatome aufweisen), neutralisierte aromatische Carbonsäuren (z.B. 4-(t-Butyl)-benzoesäure), neutralisierte Naphthensäuren und neutralisierte Sulfonate mit Kohlenwasserstoff-Rest. Salzester-Gemische von alkylierten Succinimiden sind auch brauchbar. Korrosionsinhibitoren können auch die Alkanolamine, wie Ethanolamin, Diethanolamin, Triethanolamin, und die entsprechenden Propanolamine sowie Morpholin, Ethylendiamin, N,N-Diethylethanolamin, α-und γ-Picolin, Piperazin und Isopropylaminoethanol einschließen.
Stimulierungsfluide können auch Additive für spezielle Anwendungen einschließen, um die Leistungsfähigkeit des Fluids zu optimieren. Beispiele schließen Folgendes ein: Färbemittel, Farbstoffe, Desodorierungsmittel wie Citronella, Bakterizide und andere antimikrobielle Mittel, Chelatbildner, wie Ethylendiamintetraacetat-Natriumsalz oder Nitrilotriessigsäure, Gefrierschutzmittel, wie Ethylenglycol und analoge Polyoxyalkylenpolyole, Antischaummittel, wie Silicon-enthaltende Mittel und Mittel zum Stabilisieren der Scherung, wie im Handel erhältliche Polyoxyalkylenpolyole. Antiverschleißmittel, reibungssenkende Mittel, Antischlupfmittel und Schmiermittel können auch zugegeben werden. Eingeschlossen sind auch Additive für extremen Druck, wie Phosphatester und Zinkdialkyldithiophosphat.
Die verdickten Säuregele, die hierin offenbart und beschrieben werden, können vorteilhaft als ansäuerndes Fluid verwendet werden. Ein Hauptteil Kohlenwasserstoff-Reserven der Welt befindet sich in Carbonat-Gesteinsstrukturen, die dafür bekannt sind, dass sie eine sehr geringe Permeabilität aufweisen. In vielen Sandstein-Reservoiren kann die Gesteinsstruktur durch Carbonat verkittet sein, oder Carbonat-Ablagerungen können sich nahe der Produktionsquellen akkumulieren, wobei als Ergebnis Kohlendioxid aufgrund eines Druckabfalls aus der Lösung freigesetzt wird. Ein anderer Typ von Ablagerung, der sich um die Produktionsquellen herum akkumulieren kann, ist eine Eisenablagerung, insbesondere Eisenoxide und -hydroxide. Eine geringe Permeabilität, ein Bohrschaden und eine Anhäufung von Ablagerung verhindern alle das Strömen des Öls zur Produktionsquelle, und das konventionelle Verfahren, das verwendet wird, um Kanäle um das Bohrloch herum zu öffnen, um die Strömungsrate zu verbessern, ist das Einspritzen von Säure, was als Ansäuern oder Säure-Stimulierung bekannt ist.
Es gibt zwei Typen von Säure-Behandlung: Bruchstellen-Ansäuern, d.h. Einspritzen von Säure in Raten oberhalb des Aufbrechdrucks, um die Flächen der sich ergebenden Bruchstellen zu ätzen, und Matrix-Ansäuern, wobei das Einspritzen von Säure in Raten unterhalb des Aufbrechdrucks erfolgt, um Strömungskanäle in dem Gestein zu lösen oder eine Ablagerung oder einen Schaden zu entfernen, die durch das Bohren verursacht wurde. Säure-Behandlungen werden bei allen Typen von Ölquellen und gelegentlich bei Wasserquellen verwendet: Sie können verwendet werden, um Bruchstellen zu öffnen oder Schäden bei neu gebohrten Quellen zu entfernen oder um alte Quellen, bei deren die Produktion abgenommen hat, zu rehabilitieren. Säure wird in die Quelle gepumpt, wo sie mit dem Calciumcarbonat gemäß der folgenden Gleichung CaCO₃ + 2HCl → CaCl₂ + CO₂ + H₂O reagiert.
Calciumchlorid (CaCl₂) ist in Wasser stark löslich, und die Säure ätzt die Kanäle in dem Gestein, so dass das Strömen von Öl oder Gas zur Produktionsquelle verbessert wird. Salzsäure reagiert sofort mit Carbonat-Gestein und bildet häufig einige große Kanäle durch das Gestein, die als "Wurmlöcher" bekannt sind, anstatt die Porenstruktur zu öffnen. Die Säuredurchdringungsdistanz ist auf höchstens einige Fuß beschränkt.
Da Salzsäure so schnell reagiert, wenn sie mit dem Carbonat-Gestein in Kontakt gebracht wird, wurde eine Anzahl von Produkten mit dem Ziel entwickelt, die Reaktionsgeschwindigkeit zu reduzieren, wodurch es ermöglich wird, dass die Säure tiefer in die Formation eindringt oder gleichmäßiger um das Bohrloch herum reagiert. Die Reaktion von Salzsäure kann durch Gelieren der Säure gemäß der vorliegenden Erfindung verzögert werden. Zusätzlich dazu wurde gezeigt, dass das verdickte Säuregel der vorliegenden Erfindung mit Calciumcarbonat bis zu etwa 13 % bis 17 % verdickt, wobei an diesem Punkt sich die Gelphase abtrennt und ein schnelles Verdünnen bewirkt.
Die Reaktion von Essigsäure wird natürlich verzögert, weil die Ausbildung des Reaktionsprodukts Kohlendioxid die Reaktionsgeschwindigkeit reduziert. Da Kohlendioxid aus der Formation ausgetrieben wird oder durch das Öl, Wasser oder Kohlenwasserstoffgas absorbiert wird, geht die Umsetzung von Essigsäure weiter.
Herkömmlicherweise werden Kohlenwasserstoff-Quellen in Carbonat-Reservoiren unmittelbar nach dem Bohren angesäuert, und zwar bevor die Produktion beginnt, und oft werden Wiederholungsbehandlungen alle zwei bis drei Jahre durchgeführt.
Die verdickten Säuregele der vorliegenden Erfindung sind auch beim Matrix-Aufbrechen brauchbar, wobei Bruchstellen erzeugt werden, indem man Sand, der in einem wässrigen Fluid suspendiert ist (bekannt als Stützmittel (Proppant)), in eine Quelle mit einer Rate oberhalb des Aufbrechdrucks einspritzt. Wenn der Einspritzdruck entfernt wird, verbleibt der Sand an seinem Platz, wodurch die Bruchstelle offen gehalten wird. Es ist sehr ungewöhnlich, dass eine abgestützte Bruchstelle anschließend mit Salzsäure behandelt wird, da die hohe Reaktionsrate zwischen der Säure und dem Gestein ein Zusammenbrechen der Bruchstelle bewirken kann. Ein Schaden kann jedoch dadurch verursacht werden, dass Gele aus der Stützmittel-Suspension heraus auf die Bruchstellenflächen filtriert werden, und dies kann die Rate des Öl- oder Gasstroms in die Bruchstelle deutlich reduzieren
Herkömmlicherweise werden Ölquellen senkrecht nach unten und durch die "Payzone" des Reservoirs in das Ölreservoir gebohrt. Öl fließt in das senkrechte Bohrloch. In den letzten Jahren wurde das Bohren von Quellen aus dem vertikalen Bohrloch heraus in einer horizontalen Richtung durch das Reservoir weitverbreitet. In vielen Fällen haben horizontale Quellen eine Kohlenwasserstoff-Produktion, die um mehrere Größenordnungen höher ist. Das Entfernen eines Bohrschadens, der durch Akkumulation von Bohrschlamm-Filterkuchen und feinen Gesteinsteilchen verursacht wird, aus horizontalen Quellen ist ein sehr kostspieliges Verfahren, und zwar weil spezielle Techniken verwendet werden müssen, wie das Einspritzen von Säure durch eine gewundene Rohrleitung, um eine Korrosion der Quellenkopf-Gerätschaften zu vermeiden und um zu verhindern, dass Salzsäure verbraucht wird, bevor sie das hintere Ende der horizontalen Quelle erreicht. Der Zweck einer Säurebehandlung oder eines Ansäuerns der Formation besteht darin, eine Formationsbeschädigung entlang einer möglichst großen Strecke des Kohlenwasserstoff-Durchflussweges zu entfernen. Eine wirksame Behandlung muss daher so viele Beschädigungen wie möglich entlang des gesamten Durchflussweges entfernen. Die Fluide und Techniken der vorliegenden Erfindung ermöglichen eine maximale Penetration der Säure, was eine effektivere Behandlung ergibt.
Wenn schließlich ein Reservoir aufgrund der Reduktion des natürlichen Drucks des Reservoirs erschöpft ist, können Wasser oder Kohlendioxidgas eingespritzt werden, um einen weiteren Prozentsatz des an seinem Ort vorliegenden Öls zu gewinnen. Wasser oder Gas wird durch einen Anteil von Quellen in dem Reservoir (Injektor-Quellen) gespritzt, so dass das Öl zu den Hersteller-Quellen getrieben wird. In einigen Reservoiren ist die Rate der Wasser-Injektion niedrig und somit die Ölproduktionsrate niedrig. Säure-Behandlungen unter Verwendung der Säuregele der vorliegenden Erfindung können verwendet werden, um die Einspritzfähigkeit von Injektor-Quellen zu erhöhen.
Die hierin offenbarten Geliermittel ergeben mehrere Vorteile gegenüber den Polymeren (z.B. Polysaccharide), die zur Zeit als Geliermittel für Untertage-Fluide (downhole fluids) verwendet werden. Wenn z.B. die hierin beschriebenen Verbindungen (insbesondere das Alkylamidoaminoxid und vor allem Alkylamidopropylaminoxid) als Geliermittel für ein Untertage-Fluid verwendet werden, erzeugen sie weniger Rückstand auf der Formation, was eine Beschädigung der Formation während und nach dem Untertage-Verfahren ergeben könnte.
Auch ist es leichter, das gelierte Fluid herzustellen, verglichen mit Polymeren, die typischerweise hydratisiert werden müssen, und das gelierte Fluid kann so konstruiert werden, dass mit Formationstemperaturen oder anderen Faktoren, wie Oxidationsmitteln, "gebrochen" wird. Man kann das gelierte Fluid auch durch die Verwendung von Lösungsmitteln, wie Kohlenwasserstoffen, Alkoholen oder sogar Öl aus der Formation, "brechen". Die nachstehend beschriebenen Geliermittel sind in Abhängigkeit von der Kettenlänge über einen großen Temperaturbereich brauchbar und können das Entfernen des Öls von der Formation erleichtern.
Um die Permeabilität unterirdischer Gesteinsformationen selektiv zu modifizieren, können ein oder mehrere Geliermittel zuerst mit einer wässrigen Säure-Zusammensetzung der erwünschten Stärke vermischt werden, um ein verdicktes, saures viskoelastisches Fluid zu bilden, das dann in einer Menge in die Gesteinsformation eingespritzt wird, die wirksam ist, um die Permeabilität der Formation zu modifizieren. Gegebenenfalls kann die Konzentration des Geliermittels in dem sauren Fluid etwa 0,5 Gew.-% bis etwa 10 Gew.-% vorzugsweise etwa 2 Gew.-% bis etwa 8 Gew.-% und mehr bevorzugt etwa 4 Gew.-% bis etwa 6 Gew.-% betragen. Für eine optimale Leistungsfähigkeit ist es auch wichtig, dass das Geliermittel weniger als etwa 1 % freie Fettsäure und zwischen etwa 2 % und 8 % freies Amin enthält. Die Verwendung eines Alkohols, wie Isopropanol, sollte vermieden werden, da er die viskoelastische Eigenschaft der Geliermittel der vorliegenden Erfindung zerstört.
Die verdickten Säuregele der vorliegenden Erfindung können auch zweckmäßigerweise in Reinigungs- und Sanitärformulierungen, Beschichtungen auf wässriger Basis (z.B. Anstrichstoffe), Detergens-Formulierungen, Körperpflege-Formulierungen, Asphaltsystemen auf wässriger Basis, Beton, Bauprodukten (z.B. Mörtel, Gipse, Fugen-Verbindungen und dergleichen), landwirtschaftlichen Triftsteuerungsmitteln, bei anderen Ölquellen-Stimulierungsanwendungen und Ölfeldanwendungen und dergleichen verwendet werden.
Die Erfindung wird nun durch die folgenden Beispiele erläutert.
Beispiel 1: Herstellung des Geliermittels
Arbeitsweise
Ein 3-Gallonen-Reaktor wird mit Talg-Amidopropyldimethylamin (TAPA) (8,4 Ibs.), Lösungsmittel (Propylenglycol oder Isopropanol) (7,0 Ib.) und Dequest 2010 (1,8 g) beschickt. Das Nettoäquivalentgewicht (NE) des Talg-Amidopropyldimethylamins wird bestimmt. Dann wird Ammoniumbicarbonat (70 g) zugegeben. Der Reaktor wird auf 50 °C erwärmt und der Kopfraum des Reaktors wird mit N₂ gespült. 70%iges H₂O₂ in einem 3%igen molaren Überschuss wird dann langsam zugegeben, während die Temperatur der Umsetzung bei 55–60 °C gehalten wird. Die Reaktion ist sehr exotherm. Dann wird H₂O₂ mit etwa 8,5 g/min zugegeben (minimale Zugabezeit: 60 Minuten). Eine gute Temperatursteuerung ist notwendig, um unerwünschte Nebenprodukte zu minimieren. Nachdem die H₂O₂-Zugabe vervollständigt ist, wird die Reaktionsmischung bei 55 °C aufgeschlossen, bis das freie Amin innerhalb der Vorschriften liegt, was ein Talg-Amidopropyldimethylamin-Geliermittel ergibt, das nachstehend als Aromox^® APA-T bezeichnet wird. Aromox^® APA-T ist von Akzo Nobel Surface Chemistry LLC, Chicago, IL im Handel erhältlich.
Beispiel 2: Verwendung von Aromox^® APA-T als Säure-Verdickungsmittel
Es wurde eine Untersuchung durchgeführt, um die Wirksamkeit von Aromox^® APA-T bei Säure-Verdickungsanwendungen zu bestimmen. Salzsäure wurde als repräsentative Säure ausgewählt, und Ethomeen T/12-Acetat* wurde als Fixpunkt bei hoher Säurestärke (15 %) verwendet. Drei Säure-Konzentrationen wurden verwendet, um allgemeine Haushaltsreiniger (3 %), Haushaltsreiniger mit hoher Säurestärke (9 %) und eine Ölfeld-Ansäuerung (15 %) darzustellen. Aromox^® APA-T wurde bei Konzentrationen von 2–8 % (wie geliefert) und bei Temperaturen von 28–43 % gesiebt. Die Effekte des zugegebenen Calciumcarbonats wurden für beide Tenside bei einer Säurestärke von 15 % untersucht. Alle Viskositätsmessungen wurden mit einem Brookfield Viskosimeter bei 0,5 U/min mit der Spindel Nr. 52 durchgeführt. Aromox^® APA-T-Ansatz: SR302415, Ethomeen T/12-Ansatz: SR269281X. Alle Konzentrationen, die in diesem Bericht erwähnt werden, beziehen sich auf "die Konzentrationen im angelieferten Zustand", Aromox^® APA-T wird in einer Konzentration von etwa 50 % geliefert, Ethomeen T/12 wird mit >97 % geliefert. Daher enthält eine 6%ige Lösung von Aromox^® APA-T etwa die gleiche Menge an Tensid (auf das Gewicht bezogen) wie eine 3%ige Ethomeen T/12-Acetat-Lösung.
Diagramm 1: Abhängigkeit der Aromox APA T-Verdickung von der Temperatur
Ergebnisse und Diskussion:
Aromox APA T
Wie aus dem Diagramm 1 ersichtlich ist, nimmt die Viskosität von Aromox^® APA-T-Gelen mit der Tensid-Konzentration zu, sie nimmt aber mit abnehmender Säurestärke und/oder zunehmender Temperatur ab. Bei 3 % HCl besteht ein relativ geringer Viskositätsunterschied zwischen 28 °C und 43 °C. Bei 15 % HCl nimmt die Viskosität jedoch sehr viel stärker mit der Temperatur ab. Der schwächende Effekt einer erhöhten Temperatur wird durch eine erhöhte Säurestärke verschärft. Bei einer Tensidstärke von 6 % wird die Viskosität des 3 % HCl-Gels bei einer Zunahme der Temperatur von 28 °C auf 43 °C nicht reduziert, während die Viskosität des Gels bei 15 % HCl während der gesamten Temperaturänderung um etwa 75 % abnimmt.
Formulierung und Stabilität
Für die 3%igen HCl-Lösungen war ein Erwärmen auf 40 °C bis 50 °C notwendig, um das Aromox APA T innerhalb 1 Stunde vollständig zu solubilisieren. Bei 9%igen HCl-Lösungen sind ähnliche Behandlungen erforderlich, um bei Tensid-Konzen trationen von größer als 6 % eine Löslichkeit zu erreichen. Die 15%igen HCl-Lösungen solubilisierten sofort Tensid-Konzentrationen von bis zu 8 % bei Raumtemperatur. Alle Gele waren klar, mit Ausnahme des Gels aus 15 % HCl/8% Aromox APA T, das leicht gelblich war. Sobald sie in Lösung vorliegen, sind die Gele beim Kühlen auf Raumtemperatur während einer Zeitspanne von wenigstens drei Wochen phasenstabil. Stabilitätstests bei Raumtemperatur haben ergeben, dass die 9 %-Gele nach etwa drei Wochen beginnen, sich in der Reihenfolge von niedrigster zu höchster Tensid-Konzentration zu trennen. Das 3%ige Gel und das 15%ige Gel sind bis zu etwa 5 bis 6 Wochen stabil, sie unterliegen aber dann einer Phasentrennung in der Reihenfolge von zunehmender Tensid-Konzentration. Je niedriger die Tensid-Konzentration ist, desto schneller erfolgt die Phasentrennung bei der gleichen Säurestärke. Es ist überraschend, dass die Gele bei 9 % HCl schneller eine Phasentrennung erlitten als bei einer höheren oder einer niedrigeren Säure-Konzentration.
Vergleich von Aromox APA T und Ethomeen T/12-Acetat
Als Referenzpunkt wurde Ethomeen T/12-Acetat bei einer Konzentration 2 % bis 8 % in einer 15%igen HCl-Lösung gesiebt. Tensid-Konzentrationen von bis zu 8 % wurden sofort in den 15%igen Säure-Lösungen bei Raumtemperatur gelöst. Alle Gele waren von gelb-oranger Farbe und wurden bei erhöhter Tensid-Konzentration dunkel. Wie im Diagramm 2 angegeben ist, erreichen die Ethomeen T/12-Acetat-Gele eine maximale Viskosität bei einer Konzentration von etwa 4 %. Bei der Zunahme der Tensid-Beschickung wird die Viskosität der Gele schnell reduziert. Dies ist der hauptsächliche Unterschied zwischen dem Aromox APA T-Gel und dem Ethomeen T/12-Acetat-Gel. Ein großer Unterschied der Säureverdickung wird bei Tensid-Konzentrationen von 6 % und 8 % festgestellt.
Diagramm 2: Vergleich der Säureverdickung bei 15 % HCl
Effekte von zugegebenem Calciumcarbonat
Wenn eine Quelle angesäuert wird, um die Produktion zu erhöhen, wird ein großer Teil des Kalksteins (Verhältnis von Calcit (CaCO₃) zu Dolomit (äquimolares CaCO₃ + MgCO₃) = größer als 50 %) in der Säurematrix gelöst. Um zu verstehen, wie sich das Aromox APA T-Gel und das Ethomeen T/12-Aceteat-Gel unter diesen Bedingungen verhalten, wurde eine Reihe von Versuchen durchgeführt, in denen Calciumcarbonat zu 15%igen HCl-Gelen gegeben wurde. Wie im Diagramm 3 gezeigt wird, verdickt Aromox APA T in stärkerem Maße als Ethomeen T/12-Aceteat bei zugefügtem Calciumcarbonat/abnehmender Säure-Konzentration bei 43 °C. Es ist darauf hinzuweisen, dass die Viskosität als log cP aufgeführt ist, so dass die Tendenzen für beide Gele auf der gleichen Achse ersichtlich sind. Bei beiden Gelen erfolgt eine Phasentrennung bei mehr als 13 % bis 17 % Calciumcarbonat, was eine schnelle Verdünnung verursacht.
Diagramm 3: Effekt von zugefügtem CaCO₃ bei 43 °C – Tensid gemäß Zugabe

* Zugegeben zu der 15%igen HCl-Lösung als 1:1 (Gew./Gew.)-Mischung mit Eisessig

Aromox APA T ist ein effektives Säure-Verdickungsmittel. Die Viskosität nimmt mit der Tensid-Konzentration zu, sie nimmt aber mit zunehmender Säurestärke und/oder erhöhter Temperatur ab. Bei einer Säure-Konzentration (HCl) von 15 % bildet Aromox APA T eine höhere Viskosität als Ethomeen T/12-Aceteat bei gleichen Konzentrationen an zugegebenem Material, die größer als 4 % sind. Der Unterschied der Leistungsfähigkeit ist bei höheren Konzentrationen (6–8 %) am stärksten ausgeprägt, da Ethomeen T/12-Aceteat eine maximale Viskosität bei etwa 4 % erreicht, dann bei zunehmender Tensid-Beschickung schnell verdünnt. Aromox APA T verdickt auch in stärkerem Maße als Ethomeen T/12-Aceteat bei zugegebenem Calciumcarbonat/abnehmender Säure-Konzentration. Beide Gele unterliegen einer Phasentrennung bei etwa 13–17 % Calciumcarbonat, was eine drastische Viskositätsabnahme zur Folge hat.

Claims

Wässrige verdickte Säure-Zusammensetzung, die wenigstens eine Säure und ein Geliermittel für diese Säure umfasst, wobei das Geliermittel wenigstens ein Glycol als Lösungsmittel und wenigstens ein Amidoaminoxid der allgemeinen Formel (I)
umfasst, wobei R₁ eine gesättigte oder ungesättigte, gerad- oder verzweigtkettige aliphatische Gruppe mit etwa 7 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen ist, R₂ eine gerad- oder verzweigtkettige, gesättigte oder ungesättigte, zweibindige Alkylengruppe mit 2 bis etwa 6 Kohlenstoffatomen ist, R₃ und R₄ identisch oder verschieden sind und Alkyl oder Hydroxylalkyl mit 1 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen sind, oder R₃ und R₄ zusammen mit dem Stickstoffatom, an das sie gebunden sind, einen heterocyclischen Ring mit bis zu 6 Gliedern bilden, und R₅ Wasserstoff oder eine Alkyl- oder Hydroxyalkyl-Gruppe mit 1 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen ist, wobei die Geliermittel-Zusammensetzung weniger als etwa 10 % freie Fettsäure enthält.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei das Geliermittel etwa 2–10 % freies Amin enthält.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₁ eine aliphatische Gruppe mit etwa 15 bis etwa 21 Kohlenstoffatomen ist, und R₂ eine Alkylengruppe mit etwa 2 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen ist.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₁ eine aliphatische Gruppe ist, die sich von natürlichen Fetten und Ölen ableitet, die eine Iodzahl von etwa 1 bis etwa 140 haben, und R₂ eine Alkylengruppe mit 3 Kohlenstoffatomen ist.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₁ aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Alkyl, gehärtetem Talg-Alkyl, Rapssamen-Alkyl, gehärtetem Rapssamen-Alkyl, Tallöl-Alkyl, gehärtetem Tallöl-Alkyl, Cocos-Alkyl, Stearyl, Oleyl und Soja-Alkyl, R₂ eine Alkylengruppe mit 3 Kohlenstoffatomen ist und R₃ und R₄ jeweils Methyl sind.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₃ und R₄ zusammen mit dem Amin-Stickstoff, an den sie gebunden sind, eine heterocyclische Gruppe bilden, die einen fünfgliedrigen Ring aufweist, der sich von Pyrrolidin ableitet.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₃ und R₄ zusammen mit dem Amin-Stickstoff, an den sie gebunden sind, eine heterocyclische Gruppe bilden, die einen sechsgliedrigen Ring aufweist, der sich von Piperidin ableitet.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei R₃ und R₄ zusammen mit dem Amin-Stickstoff, an den sie gebunden sind, eine heterocyclische Gruppe bilden, die einen sechsgliedrigen Ring aufweist, der sich von Morpholin ableitet.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei wenigstens ein Glycol-Lösungsmittel aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Ethylenglycol, Butylenglycolen, Diethylenglycol, Propylenglycolen, Polyethy lenglycol, Polypropylenglycol, Glycerin, Tetramethylenglycol, Tetramethylethylenglycol, Trimethylenglycol und Mischungen derselben.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Talg-Amidoalkylaminoxid, Rapssamen-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Rapssamen-Amidoalkylaminoxid, Tallöl-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Tallöl-Amidoalkylaminoxid, Cocos-Amidoalkylaminoxid, Stearyl-Amidoalkylaminoxid, Oleyl-Amidoalkylaminoxid, Soja-Amidoalkylaminoxid und Mischungen derselben.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, Soja-Amidopropyldimethylaminoxid, Oleyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Erucyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, gesättigten oder ungesättigten C₁₄-C₂₂-Fettsäure-Amidopropyldimethylaminoxiden und Mischungen derselben.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, Soja-Amidopropyldimethylaminoxid, Oleyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Erucyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, gesättigten oder ungesättigten C₁₄-C₂₂-Fettsäure-Amidopropyldimethylaminoxiden und Mischungen derselben, und das Glycol aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Ethylenglycol, Butylenglycolen, Diethylenglycol, Propylenglycolen, Polyethylenglycol, Polypropylenglycol, Glycerin, Tetramethylenglycol, Tetramethylethylenglycol, Trimethylenglycol und Mischungen derselben.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1, wobei die Säure aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Mineralsäuren, organischen Säuren und Mischungen derselben besteht.
Verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 13, wobei die Säure aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Salzsäure, Fluorwasserstoffsäure, Essigsäure, Ameisensäure, Sulfaminsäure, Chloressigsäure und Mischungen derselben besteht.
Verfahren zum Verdicken einer wässrigen Säure-Mischung, umfassend die Zugabe einer säureverdickenden, effizienten Menge wenigstens einer Geliermittel-Zusammensetzung zu der Mischung, wobei die Geliermittel-Zusammensetzung wenigstens ein Glycol und wenigstens ein Amidoaminoxid der Formel
umfasst, wobei R₁ eine gesättigte oder ungesättigte, gerad- oder verzweigtkettige aliphatische Gruppe mit etwa 7 bis etwa 30 Kohlenstoffatomen ist, R₂ eine gerad- oder verzweigtkettige, gesättigte oder ungesättigte, zweibindige Alkylengruppe mit 2 bis etwa 6 Kohlenstoffatomen ist, R₃ und R₄ identisch oder verschieden sind und Alkyl oder Hydroxylalkyl mit 1 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen sind, oder R₃ und R₄ zusammen mit dem Stickstoffatom, an das sie gebunden sind, einen heterocyclischen Ring mit bis zu 6 Gliedern bilden, und R₅ Wasserstoff oder eine Alkyl- oder Hydroxyalkyl-Gruppe mit 1 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen ist, wobei die Geliermittel-Zusammensetzung weniger als etwa 10 % freie Fettsäure enthält.
Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei das Geliermittel etwa 2–10 % freies Amin enthält.
Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei R₁ eine aliphatische Gruppe mit etwa 15 bis etwa 21 Kohlenstoffatomen ist und R₂ eine Alkylengruppe mit etwa 2 bis etwa 4 Kohlenstoffatomen ist.
Verfahren gemäß Anspruch 17, wobei R₁ aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Alkyl, gehärtetem Talg-Alkyl, Rapssamen-Alkyl, gehärtetem Rapssamen-Alkyl, Tallöl-Alkyl, gehärtetem Tallöl-Alkyl, Cocos-Alkyl, Stearyl, Oleyl und Soja-Alkyl, R₂ eine Alkylengruppe mit 3 Kohlenstoffatomen ist und R₃ und R₄ jeweils Methyl sind.
Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei R₃ und R₄ zusammen mit dem Amin-Stickstoff, an den sie gebunden sind, eine heterocyclische Gruppe bilden, die einen fünfgliedrigen Ring aufweist, der sich von einem Pyrrolidin, einem Piperidin oder einem Morpholin ableitet.
Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei wenigstens ein Glycol-Lösungsmittel aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Ethylenglycol, Butylenglycolen, Diethylenglycol, Propylenglycolen, Polyethylenglycol, Polypropylenglycol, Glycerin, Tetramethylenglycol, Tetramethylethylenglycol, Trimethylenglycol und Mischungen derselben.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Talg-Amidoalkylaminoxid, Rapssamen-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Rapssamen-Amidoalkylaminoxid, Tallöl-Amidoalkylaminoxid, gehärtetem Tallöl-Amidoalkylaminoxid, Cocos-Amidoalkylaminoxid, Stearyl-Amidoalkylaminoxid, Oleyl-Amidoalkylaminoxid, Soja-Amidoalkylaminoxid und Mischungen derselben.
Verfahren gemäß Anspruch 21, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, Soja-Amidopropyldimethylaminoxid, Oleyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Erucyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, gesättigten oder ungesättigten C₁₄-C₂₂-Fettsäure-Amidopropyldimethylaminoxiden und Mischungen derselben.
Verfahren gemäß Anspruch 22, wobei das Amidoaminoxid aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Talg-Amidopropyldimethylaminoxid, Soja-Amidopropyldimethylaminoxid, Oleyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Erucyl-Amidopropyldimethylaminoxid, Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Rapssamen-Amidopropyldimethylaminoxid, Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, hydriertem Tallöl-Amidopropyldimethylaminoxid, gesättigten oder ungesättigten C₁₄-C₂₂-Fettsäure-Amidopropyldimethylaminoxiden und Mischungen derselben, und das Glycol aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Ethylenglycol, Butylenglycolen, Diethylenglycol, Propylenglycolen, Polyethylenglycol, Polypropylenglycol, Glycerin, Tetramethylenglycol, Tetramethylethylenglycol, Trimethylenglycol und Mischungen derselben.
Verfahren gemäß Anspruch 15, wobei die Säure aus der aus Mineralsäuren, organischen Säuren und deren Mischungen bestehenden Gruppe ausgewählt ist.
Verfahren gemäß Anspruch 13, wobei die Säure aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus Salzsäure, Fluorwasserstoffsäure, Essigsäure, Ameisensäure, Sulfaminsäure, Chloressigsäure und Mischungen derselben besteht.
Quelle-stimulierendes Fluid, das die verdickte Zusammensetzung gemäß Anspruch 1 umfasst.
Quelle-stimulierendes Fluid gemäß Anspruch 26, wobei das Fluid ein Matrix-ansäuerndes Fluid, ein ansäuerndes Fluid zur Ergänzung, ein ansäuerndes Fluid zum Aufbrechen oder ein ansäuerndes Fluid zum Entfernen einer Beschädigung ist.
Verfahren zum Ansäuern einer unterirdischen Formation, das das Einspritzen der verdickten Säure-Zusammensetzung gemäß Anspruch 1 in das Reservoir umfasst.
Verfahren gemäß Anspruch 28, wobei das Reservoir ein Kohlenwasserstoff-Reservoir oder ein Wasserreservoir ist.
Verfahren gemäß Anspruch 29, wobei der Kohlenwasserstoff Öl oder Gas ist.
Verfahren gemäß Anspruch 28, wobei die verdickte Zusammensetzung mit einer Rate injiziert wird, die bei dem Aufbrechdruck des Reservoirs oder oberhalb desselben liegt.
Verfahren gemäß Anspruch 28, wobei die verdickte Zusammensetzung mit einer Rate injiziert wird, die unterhalb des Aufbrechdrucks des Reservoirs liegt.
Verfahren gemäß Anspruch 15, das mit einer Aufbrech- oder Matrix-Behandlung durchgeführt wird.
Reinigungszusammensetzung, die die verdickte Säurelösung gemäß Anspruch 1 umfasst.
Reinigungszusammensetzung gemäß Anspruch 34, die zusätzlich dazu wenigstens eine zusätzliche Komponente umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus antibakteriellen Mitteln, Fungiziden, antiviralen Mitteln und Mischungen derselben.