EA007631B1 - Композиция и способ обработки подземного пласта - Google Patents
Композиция и способ обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA007631B1 EA007631B1 EA200501644A EA200501644A EA007631B1 EA 007631 B1 EA007631 B1 EA 007631B1 EA 200501644 A EA200501644 A EA 200501644A EA 200501644 A EA200501644 A EA 200501644A EA 007631 B1 EA007631 B1 EA 007631B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- fluoride
- aluminum
- ammonium
- silicon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 63
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 46
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 90
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 67
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 81
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 66
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical group N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 64
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 42
- -1 aluminum ions Chemical class 0.000 claims description 33
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 21
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 15
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 14
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 10
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical group S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N N,N-bis{2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl}glycine Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(=O)O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QPCDCPDFJACHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 5
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 claims description 5
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 claims description 4
- QOPUBSBYMCLLKW-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(carboxymethyl)amino]-4-hydroxybutanoic acid Chemical compound OCCC(C(O)=O)N(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O QOPUBSBYMCLLKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 claims description 3
- JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N N-(2-hydroxyethyl)iminodiacetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CC(O)=O JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 claims description 3
- KYQODXQIAJFKPH-UHFFFAOYSA-N diazanium;2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O KYQODXQIAJFKPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910003002 lithium salt Inorganic materials 0.000 claims 1
- 159000000002 lithium salts Chemical class 0.000 claims 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims 1
- 239000010734 process oil Substances 0.000 claims 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 abstract description 70
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 abstract description 70
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 abstract description 38
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 38
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 34
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 24
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 13
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 abstract description 9
- 238000001226 reprecipitation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 abstract 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 76
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 69
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 68
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 60
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 35
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 32
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 28
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 26
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 26
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 23
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 22
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 22
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 22
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 19
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 18
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 16
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 15
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 14
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 13
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 12
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 11
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 9
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 8
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 8
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 8
- KLZUFWVZNOTSEM-UHFFFAOYSA-K Aluminum fluoride Inorganic materials F[Al](F)F KLZUFWVZNOTSEM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 7
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 7
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 7
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 7
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 5
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 5
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 5
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 5
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- SOBHUZYZLFQYFK-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydroxy-[[phosphonatomethyl(phosphonomethyl)amino]methyl]phosphinate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OP(O)(=O)CN(CP(O)([O-])=O)CP([O-])([O-])=O SOBHUZYZLFQYFK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 229910052908 analcime Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N (S)-malic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N 0.000 description 3
- IRPGOXJVTQTAAN-UHFFFAOYSA-N 2,2,3,3,3-pentafluoropropanal Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C=O IRPGOXJVTQTAAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical group CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052656 albite Inorganic materials 0.000 description 3
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N alpha-hydroxysuccinic acid Natural products OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 3
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011090 malic acid Nutrition 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000634 powder X-ray diffraction Methods 0.000 description 3
- 238000010517 secondary reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 3
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical group CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000619 316 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 5-aminoisoindole-1,3-dione Chemical compound NC1=CC=C2C(=O)NC(=O)C2=C1 PXRKCOCTEMYUEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical class NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 description 2
- 244000131522 Citrus pyriformis Species 0.000 description 2
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;hydrate Chemical compound O.O=[Si]=O LRCFXGAMWKDGLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 2
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910001679 gibbsite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940093915 gynecological organic acid Drugs 0.000 description 2
- 238000002354 inductively-coupled plasma atomic emission spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012669 liquid formulation Substances 0.000 description 2
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 2
- 239000001630 malic acid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229960004029 silicic acid Drugs 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 2
- XVYAXLVMQFDGTK-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane;ethane-1,2-diol Chemical compound OCCO.CCCCOCCCC XVYAXLVMQFDGTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical group COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 6-oxabicyclo[3.2.1]oct-3-en-7-one Chemical compound C1C2C(=O)OC1C=CC2 TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ULGYAEQHFNJYML-UHFFFAOYSA-N [AlH3].[Ca] Chemical class [AlH3].[Ca] ULGYAEQHFNJYML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZXRRHFSTAFVGOC-UHFFFAOYSA-N [AlH3].[K] Chemical compound [AlH3].[K] ZXRRHFSTAFVGOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Ca] Chemical compound [Na].[Ca] VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KMNWCNNLFBCDJR-UHFFFAOYSA-N [Si].[K] Chemical class [Si].[K] KMNWCNNLFBCDJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Si+4].[Si+4].[Si+4].[K+] DLHONNLASJQAHX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000007975 buffered saline Substances 0.000 description 1
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L calcium difluoride Chemical compound [F-].[F-].[Ca+2] WUKWITHWXAAZEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001634 calcium fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical group CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 229940090960 diethylenetriamine pentamethylene phosphonic acid Drugs 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical group OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 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 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229940071106 ethylenediaminetetraacetate Drugs 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 1
- 229910000856 hastalloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000002440 hydroxy compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000003902 lesion Effects 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000001617 migratory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 125000001436 propyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N silicon tetrafluoride Chemical compound F[Si](F)(F)F ABTOQLMXBSRXSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002210 silicon-based material Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000011550 stock solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K trisodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OCCN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Chemical And Physical Treatments For Wood And The Like (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Описана жидкость на водной основе для обработки нефтяных месторождений, содержащая хелатирующий агент и источник HF. Эта жидкость эффективна при растворении кремнийсодержащих материалов, таких как глины, и удерживает растворенные материалы в растворе. Она эффективна, в частности, для предотвращения повторного осаждения первоначально растворенного кремния в виде кремнезема и, следовательно, уменьшает повреждение песчаников, с которыми она контактирует. Приведены способы применения этой жидкости для стимулирующей обработки вмещающей песчаниковой породы, удаления содержащих глину компонентов бурового раствора и глинистых корок из стволов скважин, кислотного гидроразрыва песчаника и очистки гравийного фильтра и пачки расклинивающего наполнителя.
Description
Изобретение относится к композиции и способу обработки подземного пласта для увеличения его проницаемости. Более конкретно, изобретение относится к композиции для стимулирования пласта (т.е. интенсификации добычи из пласта) и способу, при котором снижены вторичные реакции, приводящие к осаждению первоначально растворенных материалов.
Предпосылки изобретения
Настоящее изобретение относится к способам повышения продуктивности скважин по добыче углеводородов (например, нефтяных скважин) путем создания альтернативных путей движения флюидов за счет снижения степени покрытия ствола скважины, растворения небольших участков пласта или удаления (путем растворения) призабойных повреждений пласта. Вообще говоря, для этой цели могут применяться кислоты или жидкости на основе кислот благодаря их способности растворять как минералы пласта, так и загрязнители (например, компоненты бурового раствора, покрывающие ствол скважины или проникшие в пласт), которые были введены в ствол скважины/пласт при бурении или ремонтных работах. В случае обработок внутри пласта (а не обработок ствола скважины) часть пласта, которая находится вблизи ствола скважины и которая первой контактирует с кислотой, обрабатывается надлежащим образом, а части пласта, более удаленные от ствола скважины (по мере движения в радиальном направлении от ствола скважины), могут остаться не затронутыми кислотой, так как вся кислота прореагировала до того, как она смогла уйти дальше от ствола скважины.
Например, песчаниковые пласты часто обрабатывают смесью фтористо-водородной и соляной кислот (называемых грязевой кислотой), обычно при очень низких расходах нагнетания (чтобы избежать разрыва пласта). Эту смесь кислот часто выбирают потому, что она будет растворять глины (присутствующие в буровом растворе), а также первичные составляющие встречающихся в природе песчаников (например, кремнезем, полевой шпат и известковый материал). Фактически, растворение является настолько быстрым, что закачиваемая грязевая кислота, по существу, расходуется к тому моменту, когда она уходит на несколько дюймов от ствола скважины. Таким образом, можно рассчитать, что если бы для обработки поврежденного песчаника при высоких температурах использовали обычную грязевую кислоту, то из-за реакции для достижения радиального проникновения даже на один-единственный фут потребовалось бы намного большее количество кислоты, чем потребовалось бы для заполнения пор зоны, простирающейся на 5 футов от ствола скважины (в предположении 20%-ной пористости пласта и 6дюймового диаметра ствола скважины). Недавние исследования по стимулирующей кислотной обработке пласта под давлением (обработке ниже давления гидроразрыва) особо подчеркнули важность вторичных и третичных реакций для определения успеха при таких кислотных обработках пласта. В этих реакциях образуются твердые вещества, такие как гидратированный кремнезем или гиббсит (А1(ОН)3), которые могут повредить пласт во время процесса стимулирования. Песчаниковые пласты часто содержат глины и другие минералы, составленные из алюмосиликатов. Для обработки песчаниковых пластов были предложены жидкости, содержащие хелатирующие агенты, а также химикаты, образующие НР.
Хелатирующие агенты являются материалами, которые используют, помимо прочих применений, для контроля нежелательных реакций ионов металлов. При химических обработках на нефтяных месторождениях хелатирующие агенты часто добавляют в предназначенные для стимулирования пласта кислоты для предотвращения осаждения твердых фаз (регулирование металла), поскольку кислоты расходуются на обрабатываемом пласте (см. Ртешег ЭД'.ЭД'. е! а1., Ике οί НщЫу Ас1б-8о1иЬ1е СМабпд Адеп1к ίη ^е11 8бти1абоп ЗеМсек, 8РЕ 63242 (2000)). Эти осадки включают в себя гидроксид железа и сульфид железа. Кроме того, хелатирующие агенты используют в качестве компонентов во многих составах для удаления/предотвращения отложений (см. Ргешег, №те1 8са1е Кетотегк Аге Оеуе1ореб Рот Όί88θ1νίη§
А1ка11пе ЕайЬ Оерокйк, 8РЕ 65027 (2001)).
Применяют два различных типа хелатирующих агентов: поликарбоновые кислоты (включая аминокарбоновые кислоты и полиаминополикарбоновые кислоты) и фосфонаты. Хелатообразующие составы на основе этилендиаминтетрауксусной кислоты (ΕΌΤΑ) широко применялись ранее для регулирования осаждения железа и удаления отложений. Используются также составы на основе нитрилотриуксусной кислоты (ΝΤΑ) и диэтилентриаминпентауксусной кислоты (ΌΤΡΑ). Также были предложены хелатирующие гидроксисоединения для использования при стимулировании карбонатных пластов (см. Ртешет е! а1., НубгохуатшосатЬохуйс Аабк Ргобисе 8ирегюг Рогти1абопк Рог Мабтх 8бти1абоп оР СагЬопаРек, 8РЕ 68924 (2001)), а также для использования в качестве агентов регулирования металлов и в жидкостях для удаления отложений. Исследованные материалы включают в себя гидроксиаминополикарбоновые кислоты (НАСА), такие как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота (НЕЭТА). а также другие типы хелатирующих агентов.
Ргебб и Род1ег (см. Ргебб ΟΝ. и Род1ег Н.8. Т1е 1пДиепсе оР Ттапкрой апб Кеасйоп оп \Уогт1ю1е Роттайоп ш Рогоик Меб1а, 1. Ат. 1пк1. С1ет. Епд., 44, 1933-1949 (1998); Ргебб ΟΝ. и Род1ег Н.8. Т1е 1пР1иепсе оР Сйе1айпд Адеп1к оп Ле Кшебск оР Са1сйе П1кко1ийоп, 1. Со1. 1п1егГасе. 8сь, 204, 187-197 (1998); и Ргебб ΟΝ. и Род1ег Н.8. Т1е Кшебск оР Са1сйе П1кко1и1юп ш Асебс ас1бк 8о1ийопк, С1ет. Епд. 8сь, 22, 3863-3874 (1998)) предложили использовать хелатирующие агенты на основе ЕЭТА, в которых хелатирующие агенты используются в качестве агентов первичного растворения при структурной ки
- 1 007631 слотной обработке карбонатных пластов (в частности, кальцита, т.е. карбоната кальция, и доломита, т.е. карбоната кальция/магния). Целью структурной кислотной обработки карбонатной вмещающей породы является удаление призабойных повреждений и создание «червеобразных» пор, которые увеличивают проницаемость призабойной зоны. Так как НС1 реагирует с большинством карбонатных поверхностей очень быстро, обычно применяют добавки избирательной закупорки, уплотняющие шарики и пены, чтобы направить часть потока кислоты в сторону от больших каналов, которые могли образоваться первоначально и принять весь последующий объем кислоты. За счет регулирования расхода и рН жидкости можно приспособить медленнее реагирующие растворы ΕΌΤΑ к условиям скважины и достичь максимального образования червеобразных пор при минимальном количестве растворителя. Однако кислоты и способы, используемые для стимулирования карбонатов, являются совсем не такими, как используемые для стимулирования песчаников.
В качестве агента для удаления отложений на месторождении Ртибйое Вау на Аляске применяли двунатриевую ΕΌΤΑ (см. Зйаидйиекку С.М., ^.Ε. К1ше, ΕΌΤΑ Ветоуек ЕотшаНои Эашаде а! Ртибйое Вау, 8РЕ Рарег 11188 (1982)). В этом случае отложения СаСО3 осаждались в перфорационных туннелях и в призабойной зоне песчаникового пласта. Обычные обработки с помощью НС1 сопровождались высокими темпами истощения, а вот 17 скважин, обработанных двунатриевой ΕΌΤΑ, сохраняли производительность после этих обработок. Вйибу (см. Вйибу 1.8., Ветоуа1 о£ Мшета1 8са1е Етош Векетуой Соге Ьу 8са1е О|55о1уег. 8РΕ Рарег 25161 (1993)) сделал обзор по применению составов с ΕΌΤΑ и ^ΤРΑ для удаления отложений Са, Ва и 8т с кернов нефтеносных или газоносных пластов. Однако многие свойства жидкостей и процедуры, необходимые для успешного удаления отложений, отличаются от тех, что необходимы для успешного стимулирования песчаников.
Ниапд (см. Ниапд Τ. е! а1. Αα6 Ветоуа1 о£ 8са1е апб Ешек а! НЦ11 Τетре^аΐи^е8, 8РΕ рарег 74678 (2002)) описал кислотное удаление отложений и мелких частиц при высоких температурах. Такая жидкость (считается смесью органических кислот) была разработана для очистки забитых мелкой фракцией сит и/или гравийных фильтров, особенно для высокотемпературных пластов. Из-за типа металлургии, длительного времени контакта с кислотой и высокой чувствительности пластов к кислоте удаление отложений содержащими НС1 кислотными жидкостями было весьма неудачным. Ряд испытаний, проведенных на сетках и богатых глинами кернах, показали, что новая система с органической кислотой, которая была сильно биоразлагаемой, может успешно удалять отложения карбоната кальция и мелкой фракции для повышения продуктивности. Сообщается, что испытания по заливу керна продемонстрировали, что эта система с органической кислотой может эффективно удалять отложения карбоната кальция и мелкую фракцию при температурах вплоть до 204°С (400°Е). Испытания на коррозию показали, что при 177°С (350°Е) скорость коррозии, вызванной этой органической кислотой, была 0,00049 г/см2 (0,001 фунт/фут2) на 22-Сг в течение 16 ч. (Смотри также Α1ί Α. е! а1. Сйе1а!шд Αдеη!-Βа8еб Е1шб§ £от Орбта1 811ши1а!юп о£ Н^дй-Τетре^а!и^е ^е1к, 8РΕ рарег 63242 (2002)). В этой статье обсуждается также применение составов с хелатирующими агентами для стимулирования песчаниковых и карбонатных пластов при высоких температурах.
В патенте США № 6436880 (принадлежащем 8сЫитЬетдег Τесйηо1оду Сотротабоп) описывается жидкая композиция для обработки скважины, содержащая первую кислоту в количестве от примерно 0,1 до примерно 28 мас.%, предпочтительно выбранную из НС1, НЕ, муравьиной кислоты, уксусной кислоты или смесей этих кислот, и вторую кислоту в количестве от примерно 0,5 до примерно 30 мас.%, которая представляет собой ΚΕΙΌΑ (гидроксиэтилиминодиуксусную кислоту) или одну из ее солей и/или ΌΕΌΤΑ (гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусную кислоту) или одну из ее солей. В этом патенте описываются также способы структурной кислотной обработки пласта и удаления отложений и/или бурового раствора из стволов скважин с использованием этой жидкой композиции. В публикации заявки на патент США № 2002/0170715 (принадлежащей 8сЫитЬетдег Τесйηо1оду Сотротабоп) описывается кислотная обработка пласта композицией, содержащей соли калия, лития или аммония и ΕΌΤΑ (этилендиаминтетрауксусной кислоты) или ΌΤ6Α (диэтилентриаминпентауксусной кислоты). В публикациях заявок на патент США №№ 2002/0104657 и 2002/0070022 (принадлежащих 8сЫитЬетдег Τесйηо1оду Сотротабоп) описана кислотная композиция, содержащая борфтористо-водородную кислоту и кислоту или смесь кислот, которые образуют хелатные комплексные соединения («хелатируют») с ионами алюминия и частицами фторида алюминия. Борфтористо-водородная кислота может быть получена из источника фторида (такого как НЕ или источник НЕ, такой как фторид аммония или бифторид аммония (ΑΒΕ), необязательно плюс НС1) и источника бората, такого как борная кислота. Хелатирующие кислоты могут быть поликарбоновыми кислотами (такими как лимонная, винная или яблочная кислоты), или аминокарбоновыми кислотами, такими как нитрилотриуксусная кислота (ΝΤΑ), ΚΕΌΤΑ, ΠΕΙΌΑ, или их аммонийными или калийными солями. В этих заявках описываются также способы применения этих кислотных композиций для кислотной обработки пласта.
В патенте США № 4090563 описывается «водный раствор грязевой кислоты», содержащий слабую кислоту (предпочтительно лимонную, муравьиную или уксусную кислоту), соль слабой кислоты (предпочтительно аммониевую соль слабой кислоты), фторидную соль (предпочтительно фторид аммония) и неполную соль хелатирующего агента в виде аминополиуксусной кислоты (предпочтительно ΕΌΤΑ,
- 2 007631 имеющей 2,5 иона аммония). Неполная соль хелатирующего агента в виде аминополиуксусной кислоты может служить в качестве соли слабой кислоты. Было обнаружено, что такой раствор является эффективным при растворении кремнистых материалов, таких как бентонитовая глина. Однако позднее один из авторов этого патента описал, что добавление ΕΌΤΑ, имеющей 2,5 иона аммония, к забуференной уксусной кислотой/гидроксидом аммония жидкости на основе НЕ для структурной кислотной обработки песчаника улучшает способность этой жидкости удерживать ионы алюминия и магния в растворенном виде и, следовательно, снижает количество осажденных продуктов реакций, но он сообщил, что это не только не справедливо в отношении такой жидкости без хелатирующего агента, но и привело также к большему осаждению кремнезема (К.Е. Бсйеиеттап, 8ΡΕ рарег 13563; 8ΡΕ Ртобисйои Епщпссппд. рр. 1521, ЕеЬтиату (1988)).
В патенте США № 6531427 описан способ структурной кислотной обработки алюминийсодержащего песчаника с использованием, в качестве композиции для такой структурной кислотной обработки, жидкости, содержащей воду, НЕ и по меньшей мере одну гидроксикарбоновую кислоту (предпочтительно лимонную, винную, яблочную, молочную или гидроксиуксусную кислоту), присутствующую в количестве от 2,1 до примерно 10 мас.%. Указывается, что этот способ эффективен для предотвращения осаждения соединений фторида алюминия.
«Стимулирование» вмещающей песчаниковой породы часто неэффективно и иногда вызывает повреждения. Считается, что осаждение кремнезема является главной причиной того, что работы по структурной кислотной обработке песчаников не способны дать ожидаемое уменьшение призабойной зоны со сниженной проницаемостью, особенно при температурах >150°Е (66°С) или в присутствии чувствительной к кислоте глины. Таким образом, существует потребность в жидкостях и способах увеличения степени стимулирования (уменьшения суммарной призабойной зоны со сниженной проницаемостью) путем устранения некоторых реакций осаждения. Имеется также потребность в жидкостях и способах, которые не будут повреждать песчаниковые пласты.
Сущность вариантов воплощения изобретения
Первый вариант воплощения изобретения заключается в жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений, содержащей источник фторида в количестве, которое может высвободить от примерно 0,3 до примерно 3,3 мас.% фторида при контакте с кислотой, и хелатирующую (хелатообразующую) кислоту в количестве от примерно 10 до примерно 40 мас.%. Первая константа устойчивости этой хелатирующей кислоты с ионом алюминия имеет логарифм (1од) более примерно 5. Хелатирующая кислота представляет собой одну или более чем одну из яблочной кислоты, винной кислоты, лимонной кислоты, ΝΤΑ (нитрилотриуксусной кислоты), ΗΕΙΌΑ (гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты), ΗΕΌΤΑ (гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, ΕΌΤΑ (этилендиаминтетрауксусной кислоты), СуЭТА (циклогексилендиаминтетрауксусной кислоты), ΌΤΡΑ (диэтилентриаминпентауксусной кислоты), аммонийных, литиевых или натриевых солей этих кислот или смесей этих кислот и/или их солей. Хелатирующая кислота предпочтительно представляет собой диаммонийэтилендиаминтетрауксусную кислоту, присутствующую в количестве между примерно 10 и примерно 40 мас.%, предпочтительно между примерно 15 и примерно 30 мас.%, наиболее предпочтительно между примерно 20 и примерно 25 мас.%.
В другом варианте воплощения источник фторида представляет собой бифторид аммония, присутствующий в количестве между примерно 0,5 и примерно 6 мас.%, предпочтительно между примерно 1 и примерно 5 мас.%, а наиболее предпочтительно между примерно 1 и примерно 2 мас.%. Еще в одном варианте воплощения источник фторида представляет собой фторид аммония, присутствующий в количестве между примерно 0,3 и примерно 4 мас.%, предпочтительно между примерно 0,6 и примерно 3 мас.%, наиболее предпочтительно между примерно 0,6 и примерно 1,3 мас.%.
В другом варианте воплощения рН жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений доведен до уровня между примерно 3 и примерно 9, предпочтительно между примерно 5 и примерно 7, наиболее предпочтительно между примерно 5 и примерно 6,5. Значение рН регулируют с помощью основания (выбранного среди соли аммония, гидроксида аммония или амина, имеющего формулу Κ1Κ2Κ3Ν, в котором К1, К2 и К3 являются алкильными группами, имеющими от 1 до примерно 4 атомов углерода, СН2СН2ОН или Н) или кислоты (выбранной из НС1, муравьиной кислоты или уксусной кислоты).
Еще в одном варианте воплощения жидкость на водной основе для обработки нефтяных месторождений содержит борную кислоту в количестве между примерно 1 и примерно 6 мас.%, предпочтительно между примерно 2 и примерно 4 мас.%, а наиболее предпочтительно между примерно 2,5 и примерно 3,5 мас.%. В других вариантах воплощения эта жидкость может содержать совместный растворитель и/или поверхностно-активное вещество (ПАВ).
Другим вариантом воплощения изобретения является способ структурной стимуляции (т.е. обработки вмещающей породы для интенсификации добычи) из подземного песчаникового пласта, который включает нагнетание жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений согласно предыдущим вариантам воплощения во вмещающую породу пласта в количестве, достаточном для увеличения проницаемости этого пласта. Еще одним вариантом воплощения является способ разрыва песчаникового пласта, который включает в себя нагнетание жидкости на водной основе для обработки нефтяных
- 3 007631 месторождений согласно предыдущим вариантам воплощения во вмещающую породу пласта при давлении, достаточном для разрыва этого пласта.
Дополнительные варианты воплощения включают в себя удаление бурового раствора или глинистой корки или очистку гравийных фильтров или вызывающих гидроразрыв пачек расклинивающих наполнителей путем нагнетания жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений согласно предыдущим вариантам воплощения в ствол скважины или в эту пачку.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает количество алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита с помощью тринатриевой ΗΕΌΤΑ и различных количеств бифторида аммония.
Фиг. 2 показывает количество алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита с помощью ΌΛΕ и различных количеств бифторида аммония в течение 24 ч при 176°Е (80°С).
Фиг. 3 показывает количество алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита с помощью ΌΛΕ и различных количеств бифторида аммония в течение 90 и 240 мин при 212°Е (100°С).
Подробное описание вариантов воплощения изобретения
Авторами настоящего изобретения было обнаружено, что способностью хелатирующего агента типа органической кислоты растворять и удерживать в растворе различные продукты реакций алюмосиликатов (в частности, ионные комплексы Α1, δί и Мд) можно управлять, одновременно регулируя относительное количество ионов аммония, концентрацию ионов фторида и рН состава, причем каждый из этих параметров - в определенном диапазоне. Авторами настоящего изобретения были установлены обрабатывающие жидкости на водной основе, содержащие определенные предпочтительные соли определенных предпочтительных хелатирующих агентов, предпочтительные источники и концентрации ионов фторида и имеющие предпочтительные значения рН, которые особенно эффективны в процессах, в которых желательно растворять кремнийсодержащие соединения в присутствии алюминийсодержащих соединений и предотвращать последующее осаждение кремнезема. Эти композиции и их применение будут описаны авторами настоящего изобретения, в первую очередь, с точки зрения структурной стимуляции песчаников, хотя следует понимать, что это только один вариант воплощения изобретения. Варианты воплощения изобретения включают в себя, в частности, способ и композицию для растворения глины и глиноподобных минералов (т.е. алюмосиликатов) из песчаниковых пластов с использованием смесей хелатирующих агентов, способных стабилизировать алюминий в растворе при значениях рН между примерно 3 и примерно 9. Чтобы контролировать скорость растворения глины посредством НЕ, добавляют ионы аммония, особенно при более высоких значениях рН. Уровнем рН и количеством добавленного фторида (от примерно 0,5 до примерно 5%) управляют с тем, чтобы контролировать степень осаждения кремнезема или алюминиевой соли. Этот способ может быть применен для стимулирования нефте- и газоносных пластов, в то же время сводя к минимуму осаждение гидратированного кремнезема и других осадков. Некоторые из хелатирующих агентов также растворяют/регулируют уровни солей кальция или магния и их осадки.
Подходящие хелатирующие агенты включают в себя яблочную кислоту, винную кислоту, лимонную кислоту, некоторые аминополикарбоксилатные и полиаминополикарбоксилатные хелатирующие агенты (такие как, в качестве неограничивающих примеров, ΝΤΑ (нитрилотриуксусная кислота), ΗΕΙΌΑ (гидроксиэтилендиуксусная кислота), ΗΕΌΤΑ (гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусная кислота, ΕΌΤΑ (этилендиаминтетрауксусная кислота), ΟνΩΤΑ (циклогексилендиаминтетрауксусная кислота), ΌΤΡΑ (диэтилентриаминпентауксусная кислота)) и некоторые хелатирующие агенты типа аминополиметиленфосфоновых кислот и некоторые из их солей. Критерии выбора хелатирующего агента («хеланта») заключаются в том, что логарифм константы устойчивости ([Α1(ΙΙΙ)Π]/[Α1(ΙΙΙ)][Π]), где Ь есть хелатирующий агент, должен быть больше, чем примерно 5, и в том, что свободная кислота хеланта должна быть растворима при условиях применения. Критерии выбора катиона соли основаны на рН и на том, какие еще материалы присутствуют. Предпочтительным катионом является аммоний, который может применяться при любых условиях, при которых жидкость согласно вариантам воплощения изобретения могла бы применяться на нефтяном месторождении. Натрий и литий могут применяться в условиях, когда их фториды растворимы. Калий использовать не следует, потому что имеются соединения калия-алюминия и калия-кремния, которые будут выпадать в осадок. Хелатирующая кислота или ее соль предпочтительно присутствуют в количестве между примерно 10 и примерно 40 мас.%, более предпочтительно между примерно 15 и примерно 30 мас.%, а наиболее предпочтительно между примерно 20 и примерно 25 мас.%. Процесс может быть проведен при температурах от примерно 150°Е (66°С) до примерно 400°Е (198°С).
Некоторые из важных реакций, протекающих при структурной стимуляции песчаника, когда песчаник содержит глину и когда присутствуют аммоний и хелант, а НЕ образуется из бифторида аммония, показаны ниже.
Первичная реакция: (1)
32ΗΕ(ας) + Α1.1δί.1Θ|0(ΟΗ)Χι.,, 4Α1Ε; : . + 4§1Еб2- |аЧ1 + 18Η2θ(ας) + 4Η+(ας)
Вторичная реакция: (2)
ΣδίΕ,Α,,.,, + 16Η2θ(ας) + Α^Ο^ΟΗ)^) 6ΗΕ(ας) + 3Α1Ε;'ίΗΊ, + 10ΟΗ-(ας) + Α13+(ας) + 6δίΟ; · 2Η2Ο(8)
- 4 007631
Реакция выщелачивания алюминия: (3)
12Н+(ач) + ΑΙ.18ί.1Ο|ο(ΟΗ)Χι,, 4А13+(аф + 2Н2О(а4) + 48ίΟ2 · 2Н2О,,,
Реакция аморфного кремнезема с НЕ: (4)
6ΗΕ(ας) + 81° · 2Н2О(8) Η2§ίΕ6(ας) + 4Η2Ο(ας)
Образование НЕ: (5)
ХН4НЕ2(аф + Н+(аф θ 2НЕ(аф + КН„ а;.
Осаждение А1: (6)
ХН4+(а4) + А13+(а4) + 4Е’(ад) θ ННа|А1Е.4а,
Первичная реакция хеланта: (7) (Ν^Τ^ΕΌΤΑ^ + А13+(аЧ) θ 2ΝΙЕ + 2Н+ + Α1ΕΙ)ΤΑ
Вторичная реакция хеланта: (8)
МЕЛТА. (аф + Е (ад) Α1ΕϋΤΑΕ? (ад)
Ключевой проблемой является то, что первоначально растворенный кремний в виде 81Е6 -2 реагирует с глинами с образованием твердого аморфного кремнезема и фторидов алюминия, которые могут выпадать в осадок. Эта проблема особенно серьезна при повышенных температурах, выше, например, примерно 150°Е (66°С). Конечно, в растворе и в виде твердых фаз присутствует много других частиц (т.е. ионов и/или молекул), и поэтому протекает множество других реакций, некоторые - до завершения, а некоторые - в равновесии. Реальные составы и количества присутствующих частиц зависят от многих факторов, в частности от изначально присутствующих жидких и твердых фаз, температуры и времени. Точность, с которой могут быть определены (или предсказаны) реальные частицы, присутствующие в растворе и в виде твердых фаз, зависит от сложности системы и числа учитываемых реакций. Простые лабораторные эксперименты могут быть точно охарактеризованы путем расчетов и/или измерений; реальные ситуации на месторождениях могут быть аппроксимированы до степени, зависящей от того, насколько хорошо известны начальные условия и насколько сложная используется модель. Компьютерные модели являются неоценимыми при рассмотрении реальных ситуаций на месторождениях.
Не желая ограничиваться теорией, полагают, что если хелатирующие агенты имеют логарифм константы устойчивости более примерно 5, то ионы алюминия в растворе (полученные в результате первичной реакции растворения алюминийсодержащих минералов и соединений) присутствуют, главным образом, в хелатной форме. В отсутствие надлежащего хелатирующего агента эти ионы алюминия присутствовали бы в растворе, главным образом, в виде солей фторида алюминия или выпадали бы в осадок, например, в виде NΗ4Α1Ε4, если присутствовало бы достаточное количество аммония. Также в отсутствие хелатирующего агента может выпадать в осадок гиббсит ^1^^^. Так как общая форма растворимой соли фторида алюминия представляет собой А1Е2 +, а общая форма растворимого фторида кремния представляет собой Н281Е6, то количество фторида, необходимое для удержания кремния в растворе, должно быть в 3 раза выше количества фторида, требуемого для удержания алюминия в растворе (или в полтора раза больше количества фторида, теряемого из системы, если алюминий осаждается в виде NΗ4Α1Ε4). Конечно, имеется множество возможных растворимых алюминийсодержащих частиц, имеющих вплоть до шести фторид-ионов на алюминий; имеется также множество возможных алюминийсодержащих твердых веществ, содержащих вплоть до примерно четырех фторид-ионов на алюминий. Отметим, что при осаждении алюминия обычно расходуется больше фторида, чем на удержание алюминия в растворе. Поэтому в общем случае поддержание как можно большего количества кремния в растворе будет обычно сопровождаться поддержанием как можно большего количества алюминия в растворе, хотя это может быть не всегда так. В отсутствие хелатирующего агента алюминий удерживается в растворе, главным образом, за счет фторида или осаждается в виде фторида, а затем в осадок выпадает кремний, потому что имеется недостаточно фторида для того, чтобы удержать его в растворе. В присутствии хелатирующего агента алюминий удерживается в растворе хелатирующим агентом, а кремний удерживается в растворе фторидом. При осаждении соли фторида алюминия из раствора удаляется один алюминий и четыре фторид-иона. Стабилизация кремния в растворе требует шести фторид-ионов. В присутствии подходящего хелатирующего агента, такого как ΕΌΤΑ, алюминий связывается в комплекс одновременно с ΕΌΤΑ и одним фторид-ионом, что позволяет большему количеству фторида быть доступным для стабилизации кремния. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что путем аккуратного регулирования рН в присутствии надлежащих хелатирующих агентов и при одновременном обеспечении наличия оптимальных количеств аммония и фторида эффективность стимулирования вмещающей песчаниковой породы является оптимальной. Эффективен только узкий диапазон концентраций аммония и фторида.
Все это работает только в том случае, если рН составляет между примерно 3 и примерно 9. Если рН слишком низкий, то алюминий не хелатируется, и некоторые хелатные кислоты могут выпадать в осадок. Если рН слишком высок, то могут осаждаться соли алюминия или алюминия-кальция. Как описано в других местах, оптимальное значение рН зависит от выбора хеланта, выбора катиона в соли хеланта, температуры и природы катионов в тех минералах, с которыми вступают в контакт обрабатывающие жидкости. Однако предпочтительный диапазон рН составляет от примерно 5 до примерно 7, наиболее предпочтительно от примерно 5 до примерно 6,5. Значение рН можно регулировать, добавляя кислоту
- 5 007631 или основание. Предпочтительной кислотой является НС1, хотя могут применяться и другие кислоты, такие как уксусная, муравьиная, лимонная, яблочная и гидроксиуксусная кислоты. Предпочтительным основанием является гидроксид аммония, хотя могут применяться и другие основания, такие как замещенные амины (Κ-ΝΗ2, этаноламины и замещенные этаноламины (НО-СН2СН4-ЛН2 и т.д.). Тот факт, что эти значения рН намного выше, чем у грязевых кислот, является особым преимуществом, так как эти жидкости для структурной стимуляции песчаников являются намного менее агрессивными (коррозионными), чем грязевые кислоты.
Повторное осаждение первоначально растворенного кремния в виде аморфного кремнезема ответственно за большинство повреждений, наблюдаемых при структурной стимуляции песчаников. Более того, повторное осаждение любых твердых веществ на минералы, которые в противном случае были бы растворены, будет замедлять или останавливать растворение. Следовательно, наилучшей обработкой была бы такая обработка, при которой первоначально растворенный алюминий не удалял бы большое количество фторида из такого раствора, так что фторид оставался бы доступным для удержания кремния в растворенном виде. Это может определяться регулированием природы частиц в растворе. Это, в свою очередь, может быть достигнуто за счет надлежащего регулирования количеств аммония, инов водорода (рН), фторида и хеланта при заданном выборе хеланта и природы и количеств твердых фаз (например, кремнезема пласта, алюмосиликатов пласта, других природных минералов, осадков, полученных в результате эксплуатации нефтяного месторождения, компонентов бурового раствора, отложений или других материалов). Особо важное значение имеет кислотная емкость системы, то есть то количество кислоты, которое расходуется на реакции, например количество карбоната, присутствующего в песчанике.
Скорость растворения важна при структурной стимуляции песчаника ввиду того, что она оказывает влияние (как и степень растворения) на место и характер растворения, что хорошо известно в данной области техники. Наиболее важным является то, локализовано ли растворение вблизи ствола скважины или распространяется вглубь пласта. Предпочтительным может быть и то, и другое, в зависимости от назначения обработки. На скорости (и степени) растворения влияют, конечно, концентрации агентов растворения. Реакция растворения может быть замедлена, однако, без уменьшения конечной степени растворения путем замедления скорости образования НР. Хотя имеются физические способы для того, чтобы сделать это, например за счет применения растворяющей жидкости в виде эмульсии, один хороший способ состоит в использовании борной кислоты (Н3ВО3), которая реагирует с НР, по мере ее первоначального образования из бифторида аммония, с образованием борфтористо-водородной кислоты (НВР4), которая затем более медленно высвобождает НР в систему. Одним из преимуществ использования борной кислоты для замедления реакций является то, что борная кислота может также быть подходящей для использования в качестве стабилизирующей глину добавки для снижения перемещения мелкой фракции.
В вариантах воплощения изобретения предпочтительным источником фторида является бифторид аммония, хотя могут использоваться и другие источники фторида, такие как фторид аммония и НР. Когда источником фторида является бифторид аммония, он присутствует в количестве между примерно 0,5 и примерно 6 мас.%, предпочтительно между примерно 1 и примерно 5 мас.%, наиболее предпочтительно между примерно 1 и примерно 2 мас.%. Когда источником фторида является фторид аммония, он присутствует в количестве между примерно 0,3 и примерно 4 мас.%, предпочтительно между примерно 0,6 и примерно 3 мас.%, а наиболее предпочтительно между примерно 0,6 и примерно 1,3 мас.%.
Рецептуры жидкостей для структурной стимуляции песчаников согласно вариантам воплощения изобретения могут преимущественно быть составлены с использованием в качестве компонентов совместных растворителей. Предпочтительным совместным растворителем является простой метиловый эфир дипропиленгликоля (ΌΡΜ). Совместные растворители используют для гидрофилизации пласта и способствования растворению небольших количеств органических соединений; совместные растворители предпочтительно вводят в концентрации от примерно 2 до примерно 10 мас.%. Другие подходящие совместные растворители включают в себя, без ограничения этими примерами, простой монобутиловый эфир этиленгликоля, пропиленгликоль и дипропиленгликоль, замещенные на одном или более гидроксилах метилом, ацетатом, акрилатом, этилом, пропилом или бутилом.
Рецептуры жидкостей для структурной стимуляции песчаников согласно вариантам воплощения изобретения могут преимущественно быть составлены также с определенными ПАВами в целях гидрофилизации пласта, снижения поверхностного натяжения и диспергирования мелкой фракции. Типичным подходящим ПАВом является кокамидопропилбетаин. Другими подходящими ПАВами являются аммониевые этоксисульфаты (С6-С10)-спиртов или спирты, (С6-С10) этоксилированные четвертичные соединения и многие другие типы четвертичных аммониевых соединений.
Жидкости для структурной стимуляции песчаников обычно должны содержать ингибиторы коррозии, если значения их рН ниже примерно 10. Могут применяться обычные ингибиторы коррозии, при условии, что они подходят для применения с и совместимы с органическими кислотами или хелатирующими агентами. Подходящими являются соединения, содержащие фрагменты четвертичного аммония, и соединения серы (см., например, патент США № 6521028). Жидкости для структурной стимуляции песчаников согласно вариантам воплощения изобретения могут также содержать множество других добавок, обычно используемых в жидкостях для обработки нефтяных месторождений, таких как стабилизи
- 6 007631 рующие глину добавки, загустители, смачивающие агенты, эмульгаторы, агенты для предотвращения образования эмульсий и пенообразователи. Следует понимать, что всякий раз, когда вводятся какие-либо добавки, должны быть проведены лабораторные эксперименты с тем, чтобы удостовериться, что эти добавки не влияют на рабочие характеристики жидкости.
Растворы ΌΛΕ и бифторида аммония должны быть составлены так, чтобы рН не был ниже 5,5, путем добавления гидроксида аммония к ΌΛΕ, а затем добавления бифторида аммония. Бифторид аммония может поставляться в виде твердого вещества или в виде раствора в воде. Рецептуры жидкостей также могут быть составлены из ΌΛΕ, гидроксида аммония и жидкого НЕ. Растворы других хелатирующих кислот должны быть отрегулированы подходящими кислотами, основаниями или буферами так, чтобы рН был выше того значения рН, при котором будет осаждаться свободная хелатирующая кислота. Компоненты жидкостей на водной основе для обработки нефтяных месторождений согласно вариантам воплощения изобретения могут быть смешаны в любом порядке. Любая комбинация некоторых или всех этих компонентов может быть предварительно смешана в концентрат и затем разбавлена, и/или добавлен(ы), если есть, и затем при необходимости разбавлен(ы) оставшийся компонент или компоненты. Любые или все этапы смешения могут быть проведены заранее перед применением в отдельном месте или на месте применения. Жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений согласно вариантам воплощения изобретения могут храниться или применяться сразу после приготовления. Единственные требования к приготовлению и хранению заключаются в том, что готовый состав должен быть стабильным и при применении не содержать осадков. Хелатирующие кислоты могут быть получены в виде твердых веществ или жидкостей, свободных кислот или солей, а также могут быть получены в виде раствора в воде. Для приготовления жидкостей на водной основе для обработки нефтяных месторождений согласно вариантам воплощения изобретения может использоваться любая вода, при том только условии, что в ней не присутствуют соли, которые могли бы привести к образованию, при приготовлении или при использовании, нежелательных осадков, и что в этой воде не присутствуют материалы, которые могли бы ухудшить эффективность такой жидкости. Простые лабораторные испытания для гарантирования пригодности этой воды находятся в пределах объема вариантов воплощения изобретения, так же как и в случае добавок.
В вариантах воплощения способа согласно изобретению эти композиции могут применяться, в дополнение к структурной стимуляции песчаников, для кислотного гидроразрыва песчаника, для удаления бурового раствора или глинистой корки или же для очистки пачки расклинивающих агентов или гравийных фильтров, при условии, что главным твердым веществом, которое надо удалить, является глина. В ходе таких обработок предложенные композиции могут быть применены в качестве жидкости для предварительной промывки, в качестве основной жидкости или в качестве жидкости для завершающей промывки. Эти жидкости могут также быть загущены введением вязкоупругих ПАВов, полимеров или полимеров со сшивателями. В загущенной форме, в дополнение к только что указанным видам применения, жидкости согласно вариантам воплощения изобретения могут быть применены для гидроразрыва, гравийной набивки, разрывающей набивки и образования расклиненных трещин (т.е. заполненных проппантом трещин гидроразрыва) с червеобразными порами, как описано в заявке на патент США № 10/248540 (поданной 28 января 2003 на имя ЗсЫитЬетдег ТесЬио1оду Сотротайои и включенной сюда настоящим упоминанием во всей своей полноте). В случае использования при размещении или очистке пачек расклинивающего агента или гравийного фильтра (или пачек расклинивающего агента или гравийной набивки, которые были забиты или частично забиты мигрирующими мелкими фракциями или осадками), жидкости согласно вариантам воплощения изобретения имеют преимущество по сравнению с использовавшимися ранее более сильно кислотными очищающими жидкостями, так как жидкости согласно вариантам воплощения изобретения не вызывают потери сопротивления раздавливанию у расклинивающих агентов или гравия. Если они используются при укладке набивки, они позволяют проводить укладку и очистку за один этап. Загущение жидкостей для обработки нефтяных месторождений хорошо известно в данной области техники, и для этого могут применяться любые подходящие средства. Рассматриваемые здесь виды обработки нефтяных месторождений, которые могут быть улучшены за счет применения жидкостей, являющихся вариантами воплощения настоящего изобретения, известны специалистам в данной области при осуществлении с ранее известными жидкостями, за исключением способов, раскрытых в заявке на патент США № 10/248540. Перед использованием жидкостей согласно вариантам воплощения изобретения в усовершенствованных способах согласно вариантам воплощения изобретения специалист в данной области техники проведет лабораторные испытания или компьютерное моделирование с тем, чтобы удостовериться, что выбранная жидкость будет эффективной при применении по назначению; такие нормальные меры предосторожности считаются находящимися в рамках объема вариантов воплощения изобретения.
Жидкие композиции для обработки скважины согласно вариантам воплощения настоящего изобретения могут быть использованы для удаления содержащего глину бурового раствора и глинистой корки из ствола скважины. Удаление бурового раствора и глинистой корки происходит особенно легко, если буровая грязь содержит карбонаты, особенно карбонат кальция, однако, является обычно затруднительным, если отложение содержит глины. Удаление бурового раствора может быть проведено с помощью
- 7 007631 любой технологии, известной в данной области техники, и включает в себя стадии нагнетания жидкой композиции для обработки скважин согласно настоящему изобретению в ствол скважины.
Жидкие композиции для обработки скважин согласно вариантам воплощения настоящего изобретения могут быть использованы при стимуляции вмещающей породы подземных пластов, окружающих стволы скважин. Такие способы стимуляции вмещающей породы (кислотной обработки) обычно включают в себя закачивание содержащей кислоту композиции для обработки скважины в ствол скважины и откачивание из него наружу через перфорационное отверстие в целевом пласте. Для управления теми зонами пласта, в которые нагнетают обрабатывающую жидкость из ствола скважины, в стволе скважины могут быть использованы пакеры в том случае, если скважина имеет перфорационные отверстия в более чем одной зоне. После того как композиция была закачана в пласт, необязательно скважина может быть остановлена (отключена) на некоторый период времени с тем, чтобы сделать возможной более полную реакцию между кислотой и материалом пласта. Желаемым результатом такой обработки является увеличение проницаемости пласта, например, путем создания или расширения проходов через пласт и, следовательно, увеличение темпов добычи пластовых флюидов, таких как нефть и газ.
Для каждой конкретной обработки должны быть определены такие параметры, как скорость закачивания (производительность насоса), время закачивания, продолжительность остановки продуктивной скважины, содержание кислоты и дополнительная набивка, так как каждый из этих параметров зависит от степени повреждения, геологии пласта (например, проницаемости), температуры пласта, глубины продуктивной зоны и т.д. Проектировщику среднего уровня по обработке скважин знакомы существенные признаки кислотных обработок вмещающей породы.
Специалист среднего уровня в данной области техники поймет, что композиции для обработки скважин согласно вариантам воплощения настоящего изобретения могут быть использованы для нагнетания в пласт до его разрыва. При увеличении давления закачивания (выше минимума ίη ыШ напряжения в горных породах) кислотная обработка вмещающей породы превращается в обработку с кислотным гидроразрывом. В отличие от некислотных обработок с гидроразрывом пласта, когда очень желателен расклинивающий агент для того, чтобы сохранить разрыв открытым после того, как давление закачивания снято, при обработках с кислотным гидроразрывом стороны разломов, образованные высоким давлением закачивания, вытравливаются кислотой, что обеспечивает путь для протекания углеводородов к стволу скважины после того, как давление закачивания снято.
Ожидается, что ΌΛΕ также будет иметь дополнительное преимущество, поскольку он сам по себе является стабилизатором глины, из-за высокой концентрации ионов аммония. В случае с другими хелатирующими агентами, которые являются вариантами воплощения изобретения, может оказаться необходимым добавлять стабилизаторы глины, такие как КС1, ΝΗ4Ο1 или (ΟΗ3)4ΝΟ1; они также могут применяться с ΌΛΕ.
Предпочтительной последовательностью нагнетания жидкостей при стимулировании (кислотной обработке) вмещающей песчаниковой породы, когда фторид находится в основной обрабатывающей жидкости, является нагнетание жидкости для предварительной промывки, затем необязательного буферного соляного раствора, затем основной обрабатывающей жидкости, затем жидкости для завершающей промывки. В ходе типичной обработки, при которой в ствол скважины или пласт вводят фторид, может при желании применяться жидкость для предварительной промывки, такая как совместный растворитель или толуол, ксилен или т.п., чтобы очистить ствол скважины и окружающий пласт от органических отложений, таких как парафины или асфальтены. Необязательно за предварительной промывкой для удаления органических отложений может следовать предварительная промывка раствором НС1 или органической кислоты, в частности уксусной кислоты, чтобы растворить карбонаты в пласте и тем самым гарантировать то, что в зоне больше не осталось кальция (из карбоната кальция). В случае песчаника, кислотная жидкость для предварительной промывки обычно является 5-15%-ным раствором НС1, содержащим ингибитор коррозии. Он вытесняет Να' и К+, а также растворяет кальцит (карбонат кальция). Это предотвращает последующее осаждение фторсиликатов натрия или калия или фторида кальция при введении НЕ и экономит более дорогие НЕ или источники НЕ. Завершающая промывка (для нефтяных скважин используются углеводороды типа дизельного топлива или 15%-ная НС1; для газовых скважин кислота или газ типа азота или природного газа) также отделяет непрореагировавший НЕ от солевого раствора, который может применяться для промывки труб, а также восстанавливает гидрофильные условия в пласте и любых образовавшихся отложениях. Эта последовательность стадий может быть повторена. Предварительная промывка и/или завершающая промывка также помогают свести к минимуму какую-либо несовместимость обрабатывающих жидкостей с нефтью. Хотя составы согласно вариантам воплощения изобретения совместимы с небольшой концентрацией неэмульгирующих агентов и являются не очень кислыми, для предотвращения образования эмульсии и буровой грязи (шлама), которые могут образоваться в результате контакта сырой нефти с кислотой, хорошей практикой является также проведение предварительной промывки или завершающей промывки скважины совместным растворителем, предпочтительно низкомолекулярными сложными эфирами, простыми эфирами и спиртами, а более предпочтительно монобутиловым простым эфиром этиленгликоля или ΌΡΜ. Совместный растворитель, такой как 10%-ный монобутиловый простой эфир этиленгликоля, используется в качестве жидкости для
- 8 007631 завершающей промывки с целью удаления любых смачивающих нефть ПАВ с поверхности, оставляя ее смачиваемой водой. Общепринятой является также дополнительная промывка или завершающая промывка водным раствором, содержащим, например, 5 мас.% хлорида аммония или 10% ледяной уксусной кислоты. Во многих случаях, когда используются жидкости, являющиеся вариантами воплощения настоящего изобретения, требуется незначительная предварительная промывка или завершающая промывка или же они вообще не требуются. Если желательна завершающая промывка, то она должна проводиться только хлоридом аммония. Это связано с тем, что те жидкости, которые являются вариантами воплощения настоящего изобретения, более совместимы с натрием, калием, кальцием и сырой нефтью, чем большинство других фторидсодержащих обрабатывающих жидкостей.
Количество бифторида аммония, оптимальное для заданной обработки, при которой должна быть растворена глина, диктуется, в первую очередь, температурой, количеством присутствующего очень легко растворимого материала, такого как СаСО3, и присутствием других катионов, отличных от катионов кремния и алюминия, таких как катионы натрия, калия и кальция, которые при определенных условиях могут образовать нерастворимые фториды. При низких температурах, таких как примерно 200°Е (примерно 93°С), в растворе могут удерживаться большие количества кремния, но выпадают фторидные соли аммония-алюминия. Большинство жидкостей согласно вариантам воплощения изобретения стимулируют песчаники при низких температурах. При более высоких температурах или в присутствии значительных количеств кальций- или магнийсодержащих карбонатов количество используемого бифторида аммония должно быть меньше. Например, при 250°Е (121°С) керны песчаника Вегеа стимулируются жидкостью, содержащей 20 мас.% активного ΌΛΕ и 3 мас.% бифторида аммония, но повреждаются жидкостью, содержащей 20 мас.% активного ΌΛΕ и 5 мас.% бифторида аммония. При 300°Е (149°С) осаждается больше кремния и должно применяться меньше бифторида аммония. Не ограничиваясь теорией, авторы настоящего изобретения полагают, что эти эффекты обусловлены, по сути, изменениями в равновесии комплексов в приведенных выше уравнениях (6-8), так что алюминий осаждается в виде фторидных солей аммония-алюминия при низких температурах, хотя и оставляя избыток фторида доступным для удержания существенного количества кремния в растворе. При более высоких температурах аммоний высвобождается из соли, и хелатирующий агент может выщелачивать алюминий (из минералов типа глин), который также образует комплексы с хелатирующим агентом и фторидом. Например, авторы настоящего изобретения считают, что примерно 2 мас.% бифторида аммония может быть использовано с ΌΛΕ вплоть до примерно 250°Е (121°С) или в случае с песчаниками, содержащими вплоть до примерно 2 мас.% карбонатов, но при более высоких температурах, или в случае с песчаниками с повышенными содержаниями карбонатов предельное содержание бифторида аммония составляет примерно 1 мас.%. При содержании карбонатов выше примерно 5% количество бифторида аммония должно быть ограничено до примерно 0,5 мас.%. Не ограничиваясь теорией, авторы настоящего изобретения полагают, что кремнезем, полученный при слишком большом количестве бифторида аммония, является более повреждающим, чем соли алюминия, которые могут выпадать при более низких температурах. В большинстве случаев предпочтительно выбираемой будет концентрация в 1 мас.% бифторида аммония; в некоторых случаях может быть выбрана концентрация вплоть до 2 мас.% бифторида аммония; в редких случаях можно использовать вплоть до примерно 5 мас.% бифторида аммония.
Ключевые признаки жидкостей согласно вариантам воплощения изобретения заключаются в том, что по сравнению с другими жидкостями, используемыми для растворения алюмосиликатов в скважинах, эти жидкости терпимы к кальцию, терпимы к железу, не чувствительны к типу присутствующих алюмосиликатов, могут быть использованы в широком диапазоне температур и совместимы с сырой нефтью. Жидкости согласно вариантам воплощения изобретения используют в способах согласно вариантам воплощения изобретения обычным образом, за исключением того, что они могут потребовать малых добавок или вообще не потребуют добавок ингибиторов коррозии или стабилизаторов глины, и при этом они могут потребовать малой или не потребовать вовсе обработок предварительной промывки или завершающей промывки. Также может не оказаться необходимым замедление действия таких жидкостей (например, путем загущения или образования эмульсий). В рамках вариантов воплощения изобретения могут применяться ингибиторы коррозии, стабилизирующие глину добавки, жидкости для предварительной промывки, жидкости для завершающей промывки и способы замедления. Жидкости согласно вариантам воплощения изобретения могут растворять глину в большом количестве вплоть до 9:1 по отношению к грязевой кислоте при одновременном растворении больших количеств кальция, и при этом они дают минимальное растворение цеолитов и являются менее повреждающими по отношению к чувствительным к кислоте глинам или полевым шпатам, чем жидкости, содержащие НС1 или большие концентрации НЕ. Они также безопаснее для персонала.
Эксперименты проводили с использованием следующих материалов, оборудования и процедур.
Получение минералов.
Было использовано пять минералов: каолинит Λ128ί2Ο5(ΟΗ)4, монтмориллонит Са(1|-Л1238|32(ОН)2. анальцим (анальцит) Ма2О-А12О3-481О2-Н2О, хлорит (Μ§(Εο))5Λ12§ί3Οι0(ΟΗ)8, иллит (К, Н)Л13(8г Л1)4О!0(ОН)2 и альбит №1Л18|3О8. Все растворители были приготовлены из химикатов лабораторной степени чистоты. Минералы дробили в пластиковом пакете и затем размалывали в тонкодисперсный порошок, используя
- 9 007631 ступку и пестик.
Суспензионный реактор.
Применяли высокие доли глины (примерно 9/1 по массе жидкости к алюмосиликатам). В этих испытаниях никогда не использовали достаточное количество жидкости для полного растворения минералов, и поэтому для конечных результатов особенно важны вторичные реакции. Суспензионный реактор был получен от Рагг 1пк1титеп1 Со., г.Молин (Мо1ше), шт. Иллинойс, США. Испытательная ячейка представляет собой модифицированный реактор высокого давления Рагг серии 4500 с номинальной емкостью 1 л жидкости. Смешение в реакторе (100 об./мин) осуществлялось 3-лопастной мешалкой, приводимой в движение электродвигателем с приводом через электромагнитную муфту. Ячейка была снабжена также утопленной трубкой для отбора проб и регулятором противодавления, который был установлен на значение избыточного давления 50 фунт/кв.дюйм. Корпус реактора и смачиваемые внутренние поверхности были сделаны из металлического сплава хастелой В (Нак1е11оу В). Все соединительные линии были выполнены из нержавеющей стали 316, а теплопередающая колба была выполнена из покрытой тефлоном нержавеющей стали 316. Для проведения каждого испытания глину, при массовом отношении жидкость к глине приблизительно 9/1 (например, навеску глины массой 70 г), помещали в тефлоновую трубку и затем помещали в ячейку, которую закрывали и нагревали до температуры испытания (при небольшом давлении азота). Исследуемую жидкость (навеску жидкости массой приблизительно 650 г) закачивали в теплопередающую колбу, которую также нагревали до температуры испытания. Когда обе камеры находились при температуре испытания, исследуемую жидкость переносили в камеру, содержащую перемешанную (при 100 об./мин) глину, и начинали отсчет времени испытания. Через соответствующие интервалы времени из камеры отбирали небольшие пробы жидкости, сразу же фильтровали их через 0,45микронный фильтр, взвешивали и разбавляли 2%-ной азотной кислотой. Во всех экспериментах в течение испытания отбирали не более 10% от общего объема жидкости.
Были проведены некоторые предварительные реакции с 100 мл обрабатывающей жидкости и 2 г глины в статических испытаниях следующим образом.
Образцы помещали в печь при температуре 180°Р (82°С) на 24 ч. Из раствора периодически отбирали пробы и определяли концентрации кремния и алюминия, используя оптическую эмиссионную спектроскопию с индуктивно связанной плазмой (1СРОЕ8, от англ. «1пбисйуе1у Соир1еб Р1акта Ор11са1 Етккюп 8рес1готейу»).
Консервация образцов азотной кислотой является критически важным этапом для сохранения неизменности первоначальных концентраций металла в образцах. Образцы анализировали с использованием 1СРОЕ8, обычно в течение 24 ч после испытания. Концентрации кремния и алюминия выражали в мг/кг жидкости в расчете на массовую концентрацию жидкости в испытательной камере в момент отбора пробы. Значение рН жидкости определяли, используя стойкий к НЕ датчик рН и прибор, откалиброванный в диапазоне рН от 1,0 до 4,0. Конечную массу глины определяли после фильтрации, промывки деионизированной водой и сушки в течение 24 ч при 200°Е (93°С).
Исследованными обрабатывающими химикатами были: ΉΕΌΤΑ (термин, используемый при обсуждении экспериментальных результатов для тринатриевой ΗΕΌΤΑ, активностью 40%, доведенной до рН примерно 4,0 с помощью НС1); ΌΑΕ (термин, используемый при обсуждении экспериментальных результатов для двуаммониевой ΕΌΤΑ, использованной при нескольких концентрациях, обычно 50% коммерческого продукта (который активен на 40%), что дает раствор активностью 20%, имеющий номинальный рН от примерно 4,5 до примерно 5,0, но который в некоторых испытаниях доведен аммиаком до рН примерно 6,5 с тем, чтобы стабилизировать бифторид аммония в растворе); и ’ΌδΑ (лимонная кислота стимулирования, термин, используемый при обсуждении экспериментальных результатов для жидкости, состоящей из 13% лимонной кислоты, 5% бифторида аммония, 2,5% борной кислоты и НС1 для доведения рН до примерно 1,5). Несколько других растворителей было использовано для сравнения.
Испытания по заливу керна.
Испытания по заливу керна проводились с использованием песчаника Вегеа. Керны Вегеа обрабатывали несколькими различными растворителями. Чтобы сохранить СО2 в растворе, прикладывали избыточное противодавление в 600 фунт/кв.дюйм. Керны Вегеа были исследованы при температурах 200, 250, 300 или 350°Е (93, 121, 149 или 177°С) и при постоянном дебите 5 мл/мин. Испытание состояло из двух стадий с КС1 (накачиваемых в противоположных направлениях) для установления начальной проницаемости, за которыми следовала обрабатывающая жидкость в количестве 10 или 15 объемов порового пространства и конечная стадия с КС1 (10 объемов порового пространства) (завершающая промывка) для установления конечной проницаемости, и таким образом получали степень стимулирования/повреждения. Пробы отбирали через регулярные интервалы и анализировали на А1, Са и δί с помощью индуктивно связанной плазменной оптической эмиссионной спектроскопии (1СРОЕ8) для всех трех стадий.
Химический анализ.
Все анализы растворов, за исключением растворимого фторида (Е), проводили с помощью 1СРОЕ8. Анализ на фторид проводили, используя специфические к фториду ионно-электронные методы. Множество алюмосиликатов, а также продуктов реакций было проанализировано с использованием рентгеновской дифракции (ΧΚΌ) на порошке. С использованием твердофазной 29δί ЯМР было проанализировано
- 10 007631 несколько образцов продуктов реакций глин с тем, чтобы определить количество аморфного кремнезема (не обнаруживаемого ΧΒΌ).
С помощью рентгеновской дифракции на порошке было определено, что использованный песчаник Вегеа состоял из 87% кварца, 3% калиевого полевого шпата, 2% кальций-натриевого полевого шпата, 5% иллита, 2% каолинита, 1% хлорита и следов кальцита. Следует понимать, что существует много песчаников с различными минералогиями (составами по минералам) и что песчаник, использованный в этих экспериментах, был неповрежденным, то есть он не содержал никаких буровых твердых веществ, отложений, осадков, мелких фракций, которые мигрировали в него, или других загрязнителей.
Все составы приведены в массовых процентах активного ингредиента. В табл. 1 показаны содержание в массовых миллионных долях (ммд) кремния и алюминия в растворе и массовый процент кремния и алюминия, растворенных в ходе экспериментов по растворению каолинита при массовом отношении жидкость/глина=9/1 в суспензионном реакторе с различными жидкостями при различных значениях рН и температурах в течение примерно 4 ч. В табл. 2 показаны испытания заливом керна песчаника Вегеа различными жидкостями при 350°Р (177°С). В этой таблице приведены начальная и конечная проницаемости в тО; процент увеличения проницаемости; максимальное значение в ммд (пик) в растворе в любой момент во время эксперимента и полное количество в мг, удаленное во время эксперимента, для алюминия, кальция и кремния; и полная потеря массы в г керна в результате эксперимента. Начальные массы керна обычно составляли примерно 160 г. В табл. 2 ΌΡΜ, если он указан, присутствует в концентрации 10 мас.%; 8ИКР является композицией ПАВ, содержащей некоторые легкие спирты и бетаин и присутствующей, если она указана, в концентрации 0,5 мас.%. В табл. 3 показаны испытания по заливу керна песчаника Вегеа 50 мас.% ΌΑΕ в состоянии после получения и различными другими компонентами при различных температурах. В этой таблице показаны максимальное содержание в ммд в растворе (пик) в любой момент во время эксперимента и полное содержание в растворе в мг в конце эксперимента для алюминия, кальция и кремния; и отношение конечной проницаемости к начальной проницаемости. Ингибитор отложений А содержит диэтилентриаминпентаметиленфосфоновую кислоту, а ингибитор отложений В содержит фирменную фосфонатную смесь.
На фиг. 1 показано количество в растворе (в ммд) алюминия и кремния после обработки каолинита (использовано 100 мл обрабатывающей жидкости и 2 г глины в статических испытаниях) с помощью 50 мас.% тринатриевой ΗΕΌΤΑ в состоянии после получения (активность 20 мас.%) при 176°Р (80°С) в течение 24 ч и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.%. На фиг. 2 показано количество в растворе (в ммд) алюминия и кремния после обработки каолинита (использовано 100 мл обрабатывающей жидкости и 2 г глины в статических испытаниях) с помощью 50 мас.% ΌΑΕ в состоянии после получения (активность 20 мас.%) при 176°Р (80°С) в течение 24 ч и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.%. На фиг. 3 показано количество в растворе (в ммд) алюминия и кремния после обработки каолинита (в суспензионном реакторе при массовом отношении жидкости к глине 9:1, отбор проб через 90 и 240 мин) с помощью 50 мас.% ΌΑΕ в состоянии после получения (активность 20 мас.%) при 212°Р (100°С) и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.%.
Пример 1.
Определенные хелатирующие агенты, такие как тринатрийгидроксиэтилэтилендиаминтриацетат (который в этих примерах будет именоваться ΗΕΌΤΑ) и динатрийдиаммонийэтилендиаминтетраацетат (который в этих примерах будет именоваться ΌΑΕ), являются более эффективными для увеличения проницаемости коротких (6 дюймов) кернов песчаника Вегеа при температурах выше примерно 250°Р (121°С), чем любые традиционные жидкости, содержащие НР (образованный из предшественника бифторида аммония), которые были испытаны. С другой стороны, испытания на растворение минералов в суспензионном реакторе показали, что эти хелатирующие агенты не растворяют в значительной степени любые из исследованных минералов. В случае каолинита, через 4 ч при 212°Р (100°С) в 50%-ном ΗΕΌΤΑ концентрация алюминия была примерно 80 ммд, а концентрация кремния - примерно 60 ммд; через 4 ч при 302°Р (150°С) концентрация алюминия составляла примерно 1100 ммд, а концентрация кремния примерно 450 ммд. Однако через 4 ч в грязевой кислоте при отношении 9:1 и всего лишь при 149°Р (65°С) концентрация алюминия была примерно 10000 ммд, а концентрация кремния - примерно 100 ммд. (Предел растворимости кремния при этой температуре составляет примерно 500 ммд.) ΗΕΌΤΑ может удерживать кремний в растворе, но его полная растворяющая способность очень низка. С другой стороны, через 4 ч при 212°Р (100°С) в 50%-ном ΌΑΕ концентрация алюминия была примерно 450 ммд, а концентрация кремния - примерно 350 ммд; через 4 ч при 302°Р (150°С) концентрация алюминия была примерно 2200 ммд, а концентрация кремния - примерно 475 ммд. ΌΑΕ является намного более реакционноспособным, чем ΗΕΌΤΑ, даже несмотря на то, что рН раствора ΌΑΕ составляет примерно 4,5 по сравнению с примерно 4 для ΗΕΌΤΑ. Η ограничиваясь теорией, авторы полагают, что повышенная реакционная способность ΌΑΕ может быть связана с протонами, поставляемыми ионами аммония. Аналогично, другие данные, не приведенные здесь, показывают, что ΌΑΕ удаляет больше магния и алюминия из хлорита и больше алюминия из иллита, чем ΗΕΌΤΑ, и при этом каждый из них растворяет кремний вплоть до его предела растворимости; ни один из них не растворяет много анальцима или альбита.
Данные по заливу керна в табл. 2 показывают, что ΗΕΌΤΑ и ΌΑΕ (строки 1 и 5) дают заметное уве
- 11 007631 личение проницаемости песчаника Вегеа, в то же время удаляя очень мало кремния или алюминия, но много кальция (особенно ИАЕ). Для сравнения, грязевая кислота или даже 15%-ая НС1 (строки 14 и 15) удаляют намного больше алюминия и сравнимые с хелантами количества кальция и кремния, но дают намного меньшие увеличения проницаемости. Они дают самый высокий пик кремния, особенно грязевая кислота, но не могут удержать его в растворе. Интересно, что тетрааммониевая БИТА и тетранатриевая БИТА (строки 9, 10 и 12) не были столь же эффективны, как НЕЙТА или ИАЕ, но все же были лучше, чем неорганические кислоты. Из-за относительно низкой растворимости тетранатриевой ЕИТА, она была использована либо при половинной концентрации, либо при рН, доведенном до 6 с помощью НС1 (тогда она более растворима). Отметим, что добавление совместного растворителя ИРМ и ПАВа увеличивало улучшение проницаемости как для НЕИТА, так и для ИАЕ (строки 3 и 7).
Эти результаты показывают, что определенные хелатирующие агенты, особенно ИАЕ, наиболее предпочтительно с добавленными совместным растворителем и ПАВ, могут быть очень эффективными для увеличения проницаемости песчаника Вегеа. Однако они не очень эффективны для удаления кремнезема или алюмосиликатов. Если нужно устранить повреждение, что является обычной причиной стимулирования песчаников, то было бы выгодным улучшить их характеристики.
Пример 2.
Добавление бифторида аммония в жидкости, содержащие хелатирующие агенты, сильно увеличивает количество алюминия, удаляемого из каолинита и песчаника Вегеа, но не улучшает стимулирование песчаника Вегеа. Сравним, например, строки 23 и 24 в табл. 1 для НЕИТА и строки 10 и 11 для ИАЕ, которые показывают значительное увеличение растворения алюминия из каолинита при добавлении 1 мас.% бифторида аммония (особенно для ИАЕ, особенно что касается температуры) при незначительном изменении по кремнию. Однако строки 1 и 2 табл. 2 для НЕИТА и строки 5 и 6 для ИАЕ показывают, что бифторид аммония существенно снижает улучшение проницаемости для НЕИТА и имеет слабое влияние на улучшение проницаемости для ИАЕ. Эти результаты показывают, что проницаемость песчаника, поврежденного за счет присутствия каолинита в порах, может быть улучшена подходящей комбинацией хеланта/бифторида аммония. Однако отметим, исходя из строк 12 и 13 табл. 2, что бифторид аммония не улучшает характеристики Иа4ЕИТА; помогают ионы аммония. Более того, из данных в табл. 2 можно видеть, что добавление бифторида аммония уменьшало улучшение проницаемости (хотя улучшение все же имеет место всегда) во всех случаях, за исключением случая, когда хелантом был ИАЕ и в состав были включены совместный растворитель и ПАВ (строка 8). Здесь не показано, но в большинстве этих случаев растворенного кремния в промывочной жидкости с КС1, использованной для установления конечной проницаемости после стадии обработки, было существенно больше тогда, когда бифторид аммония был включен в состав обрабатывающей жидкости, чем когда он не был включен в него. Не ограничиваясь теорией, авторы полагают, что это указывает на мобилизацию (уход) первоначально растворенного кремния из первоначально растворенных алюмосиликатов из-за высоких значений растворенного алюминия. Полагают также, что увеличение проницаемости при включении в состав совместного растворителя и ПАВ было вызвано удалением или стабилизацией мелкой фракции, присутствовавшей изначально или выпавшей в осадок, или тем и другим. Даже с бифторидом аммония имеется вторичное осаждение первоначально растворенного кремния, но с ИАЕ оно меньше (по сравнению с неорганическими кислотами), а с ИРМ и ПАВ оно менее вредно. Не ограничиваясь теорией, авторы полагают, что ПАВы/совместные растворители удерживают любой повторно осажденный кремний в дисперсном виде.
Пример 3.
Так как использованный песчаник Вегеа состоял из ряда минералов, но был неповрежденным, растворение песчаника Вегеа не было хорошим экспериментом для оценки способности различных обрабатывающих жидкостей растворять конкретные минералы, что могло бы вызвать повреждение продуктивных углеводородных пластов. Поэтому, чтобы определить влияние изменения состава обрабатывающей жидкости, были проведены эксперименты по растворению каолинита. На фиг. 1 показано количество (в ммд) алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита (с использованием 100 мл обрабатывающей жидкости и 2 г глины в статических испытаниях) с помощью 50 мас.% НЕИТА в состоянии после получения (с активностью 20 мас.%) при 176°Е (80°С) в течение 24 ч и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.%. По-видимому, никакого выигрыша от добавления бифторида аммония к тринатриевой НЕИТА при этой температуре не было, возможно, из-за низкой растворимости ИаР (НЕИТА на самом деле является тринатриевой НЕИТА и содержит более 5% натрия). Однако строки 23 и 24 табл. 1 показывают, что добавление бифторида аммония к НЕИТА при температурах примерно 145-150°С (примерно 293-302°Е) действительно увеличивает содержание алюминия в растворе, хотя оно не повышает содержание кремния в растворе.
Эксперименты, показанные в строках с 1 по 4, демонстрируют, как рН влияет на картину при использовании лимонной кислоты в качестве хеланта и при относительно большом количестве бифторида аммония. При рН примерно от 4,7 до 4,8 кремний удерживается в растворе, а алюминий выпадает в осадок; когда добавляют НС1, чтобы снизить рН, алюминий удерживается в растворе, а кремний выпадает в осадок. Хотя это не показано, борная кислота в экспериментах строк 3 и 4 также замедляла реакции; в эксперименте из строки 1 максимальных концентраций кремния и алюминия в надосадочной жидкости
- 12 007631 достигали через примерно 30 мин; в эксперименте из строки 3 максимальной концентрации алюминия достигали через примерно 50 мин, а максимальной концентрации кремния - через примерно 150 мин. (Хотя это и не показано, борная кислота замедляла реакцию ΌΛΕ в эксперименте из строки 8 примерно таким же образом, как она замедляла реакцию лимонной кислоты в эксперименте из строки 3.) Строка 5 показывает, что приблизительно такое же самое количество ΌΛΕ, как и лимонной кислоты, не является эффективным, но строка 6 показывает, что при большем количестве ΌΛΕ жидкость не только является эффективной, но, что наиболее важно, она удерживает в растворе и кремний, и алюминий. Эти эксперименты демонстрируют очень важный результат. Когда присутствовало примерно 12% активного ΌΛΕ при 149°Е (65°С), в растворе было очень мало алюминия, но растворялось теоретическое количество кремния (в расчете на отношение фторид:кремний 6:1). Осадок был идентифицирован с помощью рентгеновской дифракции на порошке как фторид алюминия. Однако, когда присутствовало примерно 20% активного ΌΛΕ при 149°Е (65°С), в растворе было обнаружено больше алюминия и меньше кремния. Полагают, что это произошло потому, что алюминий частично присутствовал в виде комплекса алюминий-ЕЭТА-фторид. Непоказанным является то, что концентрация кремния была почти постоянной в ходе эксперимента из строки 6 через примерно 15 мин, в то время как концентрация алюминия была очень низкой в течение первого часа и все еще повышалась через 4 ч.
Пример 4.
Было исследовано влияние концентрации бифторида аммония на растворение каолинита с помощью ΌΛΕ. На фиг. 2 показано количество (в ммд) алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита (с использованием 100 мл обрабатывающей жидкости и 2 г глины в статических испытаниях) с помощью 50 мас.% ΌΛΕ в состоянии после получения (активность 20 мас.%) и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.% при 176°Е (80°С) в течение 24 ч. В этом конкретном случае самая высокая концентрация алюминия в надосадочной жидкости имела место при концентрации бифторида аммония примерно 1%, тогда как самая высокая концентрация кремния имела место при по меньшей мере 5% бифторида аммония. Концентрации кремния и алюминия были примерно равными при примерно 2% бифторида аммония.
Фиг. 3 показывает количество (в ммд) алюминия и кремния в растворе после обработки каолинита (в суспензионном реакторе при массовом отношении жидкости к глине 9:1, отбор проб через 90 и 240 мин) с помощью 50 мас.% ΌΛΕ в состоянии после получения (с активностью 20 мас.%) при 212°Е (100°С) и бифторида аммония в количествах, варьируемых от 0 до 5 мас.% (эксперименты в строках 10-15 табл. 1). Максимальная растворимость кремния в воде составляет примерно 500 ммд при 302°Е (150°С); вероятно, что вплоть до примерно 2% бифторида аммония в этих экспериментах при 302°Е (150°С) - это был максимум того, что видели. Не ограничиваясь теорией, представляется, что ниже этого значения было достаточно бифторида аммония только для того, чтобы обеспечить достаточное количество фторида для образования комплекса алюминий-Ε^ΤΑ-фторид, и, по существу, был растворен только дополнительный алюминий. С увеличением количества фторида, однако, в растворе остается больше кремния на большее время и растворяется (или остается в растворе) меньше алюминия. Следует отметить, что при повышенных концентрациях бифторида аммония, таких как, например, 5%, кислота ΕΌΤΑ выпадает в осадок из раствора ΌΑΕ и бифторида аммония через примерно от получаса до 1 ч при комнатной температуре. Это можно предотвратить, поднимая рН исходного раствора, например, до примерно 6,5 аммиаком. Строка 16 в табл. 1 показывает, что это существенно увеличивает растворимость алюминия и уменьшает растворимость кремния; строка 9 табл. 1 показывает, что дальнейшее увеличение рН до 8,9 снижает растворимость алюминия, но увеличивает растворимость кремния. Это, кроме того, показывает, как можно управлять вариантами воплощения изобретения путем корректировки начального рН и содержания ионов аммония, в этом случае - при постоянном общем содержании фтора. Отметим, что согласно равновесию, показанному выше в уравнении (5), повышение рН путем добавления аммония будет понижать количество образовавшегося НЕ; при рН выше примерно 6 количество доступного НЕ является довольно низким при температурах ниже примерно 212°Е (100°С).
В другом эксперименте (строка 18 табл. 1) растворение каолинита в ΌΑΕ активностью 20% с 1% бифторида аммония при 302°Е (150°С) привело к почти 10000 ммд алюминия в растворе, но не более примерно 500 ммд кремния. Опять же, авторы полагают, что образовывался комплекс алюминий-ЕОТАфторид и для увеличения растворения кремния доступного фторида не было. Во всем этом диапазоне начальных и конечных значений рН А1(ОН)3 будет выпадать в осадок, если не присутствует ΕΌΤΑ. В другом непоказанном эксперименте с ΌΑΕ активностью 20% и 5% бифторида аммония при 248°Е (120°С) в течение 4 ч, ХКН-анализ на порошке извлеченной твердой фазы показал, что основная кристаллическая фаза является фторидом аммония-алюминия с очень малым количеством каолинита. Аморфный кремнезем должен был присутствовать, но не был обнаружен ХКН-методом на порошке. Эти результаты согласуются с показанными выше реакциями 6-8.
Пример 5.
Было изучено растворение других минералов в ΌΑΕ активностью 20% и 5% бифторида аммония при 212°Е (100°С) в течение 4 ч. Ниже показаны уровни содержания металла (в ммд) в надосадочной жидкости в конце каждого испытания, для сравнения - с каолинитом:
- 13 007631
| А1 | 5Ϊ | Ыа | Мд | Са | К | |
| анальцим | 192 | 3410 | 200 | |||
| хлорит | 100 | 1680 | 150 | |||
| каолинит | 5860 | 1940 | ||||
| иллит | 1100 | 3600 | 750 | |||
| альбит | 100 | 3350 | следы | |||
| монтмориллонит | 950 | 2500 | 400 |
Можно видеть, что для других исследованных минералов жидкость с ΌΆΕ/бифторидом аммония очень эффективно растворяла и удерживала в растворе больше кремния, чем алюминия. При другой совокупности реакций (не показано), когда рН этой жидкости был поднят от примерно 5 до примерно 6,5 с помощью ионов аммония, растворение каждого из этих других минералов было примерно таким же. После этих экспериментов ΧΚΌ-анализ на порошке показал, что остатки каолинита и иллита содержали (ХН4)3Л1Р6, остаток хлорита содержал ИН^МдАШ^ а остаток анальцима содержал (ХН4)281Р6. Для дальнейшего сравнения, при 212°Р (100°С) в течение 4 ч, грязевая кислота при соотношении 9:1, которая имела намного более низкий рН, растворяет больше алюминия и меньше кремния из каждого из этих минералов, чем раствор с ΌΛΕ активностью 20% и 5% бифторида аммония при рН 5.
Пример 6.
Серьезной проблемой в случае с грязевой кислотой является то, что при ее контактировании с ионами кальция в осадок выпадает СаР2. Следовательно, должны применяться жидкости для предварительной промывки, буферные растворы и другие методы для того, чтобы избежать этого образования всегда, когда в обрабатываемом песчанике присутствует какой-либо карбонат, что имеет место очень часто. Эксперименты по растворению проводили с 71% каолинита и 29% СаСО3 при 257°Р (125°С) в течение 4 ч; эта концентрация СаСО3 в 2-3 раза больше, чем обычно может быть найдено в песчаниках. При ΌΛΕ активностью 20% и 1% бифторида аммония почти 1% Са удерживался в растворе, растворение каолинита было похоже на эксперименты с чистым каолинитом, а ΧΚΌ-анализ на порошке показал отсутствие СаР2 в твердой фазе. Когда концентрацию бифторида аммония увеличивали до 2,5%, каолинит все еще растворялся, и в растворе все еще находилось почти 0,5% Са, но в остатке мог быть обнаружен СаР2, и в растворе отсутствовал кремний. Очевидно, что могут быть составлены такие рецептуры жидкостей для стимулирующей обработки вмещающей песчаниковой породы, которые терпимы к Са, но все еще растворяют минералы.
Пример 7.
Были проведены испытания по заливу керна с использованием кернов Вегеа и ΌΛΕ при рН 6,5 с 2, 3 и 5 мас.% бифторида аммония (и с 2 мас.% фторида аммония и либо 2 мас.% борной кислоты, либо 0,5 мас.% ингибитора отложения) при 95, 123 и 149°С (203, 253 и 300°Р). Результаты показаны в табл. 3. (Следует иметь в виду, что керны Вегеа были неповрежденными; обработка, способная увеличить проницаемость поврежденного пласта путем удаления определенных материалов, могла бы снизить проницаемость чистого керна Вегеа.) Для каждой композиции при увеличении температуры количество алюминия, удаленного и находящегося в растворенном виде, увеличивалось, а количество кремния, удаленного и находящегося в растворенном виде, уменьшалось. Количество кальция, удаленного и находящегося в растворенном виде, было существенным во всех случаях. При 5% бифторида аммония проницаемости кернов снижались при каждой температуре; при 3% бифторида аммония проницаемость увеличивалась для двух более низких температур, но слегка уменьшалась при самой высокой температуре. При 2% бифторида аммония проницаемости были более близкими к неизменным, чем с другими композициями. При 2% бифторида аммония и 2% борной кислоты проницаемости увеличивались во всех случаях, иногда существенно, а количества алюминия и кремния, удаленных и находящихся в растворенном виде, снижались. Ингибиторы отложения умеренно уменьшали или увеличивали количества алюминия или кремния, удаленных и находящихся в растворенном виде, но существенно снижали количество кальция. В одном случае, нагнетание жидкости для предварительной промывки с ΌΛΕ активностью 20 мас.% без бифторида аммония увеличивало количества алюминия, кремния и кальция, удаленных и находящихся в растворенном виде, но не влияло на изменение проницаемости.
Хотя здесь описаны способы, которые наиболее типично применяют при добыче углеводородов, они могут также применяться в нагнетательных скважинах и при добыче других флюидов, таких как вода или солевые растворы.
- 14 007631
Таблица 1 Испытания по растворению каолинита в суспензионном реакторе
| Жидкость | НС1 | ΑΒΕ | Хелант | Борная кислота | Начальн. рн | Конечн. рН | С | Конечн.А1, ммд | Конечн. 3ί, ммд | % раств. А1 | % раст.31 | |
| 1 | Лимонная | 5 | 13 | 4,7 | 3,3 | 65 | 1160 | 8720 | 4,7 | 34,4 | ||
| 2 | Лимонная | 4 | 5 | 13 | 2,8 | 0,6 | 65 | 13300 | 1900 | 54,3 | 7,5 | |
| 3 | СЗА | 5 | 13 | 2,5 | 4,78 | 4 | 65 | 1350 | 5160 | 5,5 | 20,4 | |
| 4 | СЗА | 11 | 5 | 13 | 2,5 | 1 | 1 | 100 | 11000 | 215 | 46,0 | 1,0 |
| 5 | БАЕ | 5 | 12 | 65 | 100 | 6800 | ||||||
| 6 | ϋΑΕ | 5 | 20 | 65 | 2000 | 3250 | ||||||
| 7 | ϋΑΕ | 5 | 20 | 5,52 | 6 | 65 | 126 | 6820 | 0,5 | 26,9 | ||
| 8 | ϋΑΕ | 5 | 12 | 2,5 | 5,9 | 6 | 65 | 672 | 1700 | 2,7 | 6,7 | |
| 9 | ΩΑΕ + ΝΗ3 | 5 | 20 | 8,9 | 9,5 | 100 | 336 | 1570 | 1,4 | 6,2 | ||
| 10 | ϋΑΕ | 20 | 4,5 | 5 | 100 | 438 | 361 | 1,8 | 1,4 | |||
| 11 | ΩΑΕ | 1 | 20 | 5 | 7 | 100 | 7790 | 202 | 31,8 | 0,8 | ||
| 12 | ϋΑΕ | 2 | 20 | 5,5 | 100 | 8840 | 200 | 36,1 | 0,8 | |||
| 13 | ϋΑΕ | 2,5 | 20 | 100 | 6600 | 583 | 26,9 | 2,3 | ||||
| 14 | ΏΑΕ | 3 | 20 | 100 | 8120 | 556 | 33,1 | 2,2 | ||||
| 15 | ϋΑΕ | 5 | 20 | 100 | 5860 | 1940 | 23,0 | 9,0 | ||||
| 16 | ϋΑΕ | 5 | 20 | 6,5 | 100 | 12000 | 100 | 50,0 | 0,4 | |||
| 17 | ЭАЕ | 20 | 4,6 | 5,5 | 150 | 2260 | 460 | 9,2 | 1,8 | |||
| 18 | ϋΑΕ | 1 | 20 | 6,2 | 8,9 | 150 | 9360 | 400 | 38,2 | 1,6 | ||
| 19 | ϋΑΕ | 20 | 150 | 8850 | 392 | 36,0 | 1,6 | |||||
| 20 | ΗΕΰΤΑ | 20 | 3,9 | 2,06 | 100 | 77 | 55 | 0,3 | 0,2 | |||
| 21 | ΗΕϋΤΑ | 20 | 3,9 | 2 | 130 | 609 | 415 | 2,5 | 1,6 | |||
| 22 | ΗΕΩΤΑ | 20 | 3,9 | 4,6 | 150 | 1100 | 450 | 4,5 | 1,8 | |||
| 23 | ΗΕϋΤΑ | 20 | 3,9 | 2,06 | 162 | 3220 | 460 | 13,1 | 1,8 | |||
| 24 | ΗΕϋΤΑ | 1 | 20 | 4,2 | 6,5 | 145 | 7940 | 470 | 32,4 | 1,9 |
Испытания по заливу кернов песчаника Вегеа, 177°С
Таблица 2
| (% акт.) Жидкость | Нач. проница емость, к | Конечн. проница емость, к | Увеличение проницаемо сти, % | Пик А1, ммд | А1, всего мг | Пик Са, ммд | Са, всего мг | Пик 5ί, ммд | 5ί, всего мг | Потеря массы, г | |
| 1 | 20% НЕЭТА, рН 4 | 42 | 53 | 26 | 527 | 123 | 2960 | 202 | 503 | 124 | 3,3 |
| 2 | 20% ΗΕϋΤΑ/1% АВЕ | 15 | 15,7 | 5 | 1130 | 128 | 4370 | 276 | 475 | 113 | 5 |
| 3 | 20% ΗΕϋΤΑ/10%ϋΡΜ/ 0,5%3ϋΒΕ | 14,9 | 20,6 | 38 | 466 | 72 | 5580 | 289 | 560 | 75 | 7,2 |
| 4 | 20% ΗΕϋΤΑ/10%ϋΡΜ/ 0,5%ЗиКЕ/1%ΑΒΕ | 17,2 | 18,5 | 8 | 1020 | 112 | 4080 | 358 | 571 | 92 | 4,1 |
| 5 | 20% ϋΑΕ | 16,7 | 21,6 | 29 | 867 | 101 | 8290 | 360 | 548 | 72 | 5,2 |
| 6 | 20% ϋΑΕ/1%ΑΒΓ | 17,5 | 22,3 | 27 | 8710 | 899 | 3950 | 340 | 513 | 80 | 8,7 |
| 7 | 20% ЭАЕ/Ю%ОРМ/ о,5%зикг | 18 | 23,9 | 33 | 950 | 129 | 9280 | 400 | 527 | 91 | 4 |
| 8 | 20% ϋΑΕ/10%ΟΡΜ/ 0,5%3υΚΕ/1%ΑΒΡ | 16,7 | 23,05 | 38 | 7780 | 785 | 9280 | 407 | 436 | 34 | 6 |
| 9 | 20% (ΝΗ4)4ΕΩΤΑ | 14,6 | 17,2 | 18 | 550 | 63 | 7930 | 328 | 439 | 29 | 4,2 |
| 10 | 20% Ыа4ЕОТА | 21,4 | 23 | 8 | 204 | 22 | 4000 | 168 | 200 | 23 | 3,4 |
| 11 | 5% йа4ЕОТА | 20,6 | 20,9 | 2 | 22 | 124 | 8 | ||||
| 12 | 20% Иа4ЕОТА/НС1, рН 6 | 14,4 | 15,3 | 6 | 480 | 49 | 5700 | 266 | 380 | 44 | 8,5 |
| 13 | 20% Ма4ЕОТА/НС1/1% АВЕ, рН 6 | 23,9 | 25,4 | 6 | 1060 | 104 | 4500 | 278 | 335 | 76 | 6 |
| 14 | 9% 9/1 грязевая кислота (НС1/НГ) | 24,5 | 27 | 10 | 5430 | 640 | 5890 | 220 | 1340 | 167 | 11,6 |
| 15 | 15% НС1 | 20,6 | 21,7 | 5 | 11100 | 1087 | 8000 | 284 | 634 | 59 | 9,4 |
- 15 007631
Таблица 3
Испытания по заливу кернов песчаника Вегеа, ΌΛΕ активностью 20 мас.%
| Добавленный компонент | рн | °С | %АВЕ | Пик А1, ммд | А1 всего, мг | Пик Са, ммд | Са всего, мг | Пик 31, ммд | 3ί всего, мг | Кон./Нач. проницаемость | |
| 1 | 6,5 | 95 | 5 | 345 | 36 | 3100 | 363 | 3480 | 369 | 0,85 | |
| 2 | 6,5 | 123 | 5 | 900 | 51 | 3600 | 255 | 2200 | 107 | 0,46 | |
| 3 | 6,5 | 149 | 5 | 3100 | 223 | 3800 | 253 | 600 | 58 | 0,05 | |
| 4 | Предв. стадия ϋΑΕ | 6,5 | 149 | 5 | 6300 | 445 | 8700 | 467 | 1750 | 101 | 0,04 |
| 5 | 6,5 | 95 | 3 | 517 | 89 | 2550 | 357 | 1970 | 237 | 1,26 | |
| 6 | 6,5 | 123 | 3 | 1660 | 118 | 3600 | 280 | 400 | 50 | 1,40 | |
| 7 | 6,5 | 149 | 3 | 3720 | 416 | 4580 | 400 | 389 | 72 | 0,87 | |
| 8 | 6,5 | 95 | 2 | 836 | 115 | 3800 | 461 | 1630 | 178 | 1,23 | |
| 9 | 6,5 | 123 | 2 | 2500 | 190 | 4710 | 529 | 1050 | 106 | 0,91 | |
| 10 | 6,5 | 149 | 2 | 4350 | 577 | 6240 | 515 | 536 | 88 | 0,99 | |
| 11 | 2% борной кислоты | 6,5 | 95 | 2 | 496 | 58 | 3900 | 472 | 901 | 106 | 1,60 |
| 12 | 2% борной кислоты | 6,5 | 123 | 2 | 1300 | 110 | 2200 | 187 | 600 | 85 | 1,08 |
| 13 | 2% борной кислоты | 6,5 | 149 | 2 | 3230 | 278 | 6240 | 530 | 500 | 85 | 1,60 |
| 14 | 0,5% ингибитора отложения А | 6,5 | 95 | 2 | 903 | 117 | 1000 | 134 | 2200 | 257 | 1,07 |
| 15 | 0,5% ингибитора отложения А | 6,5 | 123 | 2 | 2570 | 228 | 1840 | 232 | 1660 | 185 | 0, 60 (закуп.) |
| 16 | 0,5% ингибитора отложения В | 6,5 | 123 | 2 | 1150 | 134 | 2000 | 205 | 1700 | 206 | 0,70 |
| 17 | 0,5% ингибитора отложения В | 6,5 | 149 | 2 | 3750 | 432 | 2640 | 235 | 950 | 128 | 0,35 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (10)
1. Жидкость на водной основе для обработки нефтяных месторождений, содержащая источник фторида в количестве, способном высвободить от примерно 0,3 до примерно 3,3 мас.% фторида при контакте с кислотой и от примерно 10 до примерно 40 мас.% хелатирующей кислоты, причем логарифм первой константы устойчивости хелатирующей кислоты с ионами алюминия составляет более 5, и при этом рН доведен до уровня между 3 и примерно 9.
2. Жидкость по п.1, в которой хелатирующая кислота выбрана из группы, состоящей из малеиновой кислоты, винной кислоты, лимонной кислоты, ΝΤΑ (нитрилотриуксусной кислоты), ΗΕΙΏΑ (гидроксиэтилиминодиуксусной кислоты), ΗΕΏΤΑ (гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусной кислоты), ΕΏΤΑ (этилендиаминтетрауксусной кислоты), ΟγΏΤΑ (циклогексилендиаминтетрауксусной кислоты), ΏΤΡΑ (диэтилентриаминпентауксусной кислоты), их аммонийных солей, их литиевых солей, их натриевых солей и их смесей.
3. Жидкость по п.1 или 2, в которой хелатирующая кислота представляет собой диаммонийэтилендиаминтетрауксусную кислоту.
4. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, в которой источник фторида представляет собой бифторид аммония.
5. Жидкость по любому из пп.1-3, в которой источник фторида представляет собой фторид аммония.
6. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, в которой рН доведен до уровня между примерно 5 и примерно 7, предпочтительно между примерно 5 и примерно 6,5.
7. Жидкость по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащая компонент, выбранный из группы, состоящей из совместного растворителя, поверхностно-активного вещества, борной кислоты и их смесей.
8. Способ обработки подземного песчаникового пласта, включающий в себя нагнетание во вмещающую породу этого пласта жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений по любому из предыдущих пунктов.
9. Способ удаления бурового раствора из ствола скважины, включающий в себя нагнетание в ствол скважины жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений по любому из пп.1-7.
10. Способ очистки набивки, содержащей песок или расклинивающий наполнитель, включающий в себя нагнетание в эту набивку жидкости на водной основе для обработки нефтяных месторождений по любому из пп.1-7.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/249,573 US7192908B2 (en) | 2003-04-21 | 2003-04-21 | Composition and method for treating a subterranean formation |
| PCT/IB2004/001192 WO2004094557A1 (en) | 2003-04-21 | 2004-04-20 | Composition and method for treating a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200501644A1 EA200501644A1 (ru) | 2006-06-30 |
| EA007631B1 true EA007631B1 (ru) | 2006-12-29 |
Family
ID=33309311
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200501644A EA007631B1 (ru) | 2003-04-21 | 2004-04-20 | Композиция и способ обработки подземного пласта |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7192908B2 (ru) |
| EP (1) | EP1618282B1 (ru) |
| AT (1) | ATE433534T1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0409385B1 (ru) |
| CA (1) | CA2522822C (ru) |
| DE (1) | DE602004021482D1 (ru) |
| EA (1) | EA007631B1 (ru) |
| EG (1) | EG24757A (ru) |
| NO (1) | NO339482B1 (ru) |
| OA (1) | OA13120A (ru) |
| WO (1) | WO2004094557A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476475C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение |
| RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
Families Citing this family (88)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
| US7328746B2 (en) * | 2005-03-01 | 2008-02-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method and composition for forming protective precipitate on cement surfaces prior to formation acidizing treatment |
| US20070082404A1 (en) * | 2005-07-11 | 2007-04-12 | Yeager Jerry L | Method of Measuring Fluoride in Fluxes Using the Fluoride Ion-Selective Electrode |
| US20070044969A1 (en) * | 2005-08-31 | 2007-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating a Well Formation |
| US20070123433A1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods using zeolite and a delayed release acid for treating a subterranean formation |
| US7306041B2 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
| US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
| US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
| US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US8567503B2 (en) * | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
| US7921912B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
| US7926568B2 (en) * | 2006-08-10 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Non-acid acidizing methods and compositions |
| US7896080B1 (en) * | 2006-09-08 | 2011-03-01 | Larry Watters | Method of improving hydrocarbon production from a gravel packed oil and gas well |
| US7753123B2 (en) | 2006-12-06 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| MX348427B (es) | 2006-12-12 | 2017-06-12 | Rhodia | Sistemas y metodos de tratamiento por compresion de la incrustacion. |
| US8082990B2 (en) * | 2007-03-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion |
| US20080277112A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack |
| US8071511B2 (en) * | 2007-05-10 | 2011-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove scale from wellbore tubulars or subsurface equipment |
| US7431089B1 (en) | 2007-06-25 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations |
| US7947629B2 (en) | 2007-08-06 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of acidizing sandstone formations |
| US7712536B2 (en) * | 2007-11-29 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Filtercake removal |
| US8598094B2 (en) * | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
| US7841411B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyimides in treating subterranean formations |
| US8316941B2 (en) * | 2008-01-24 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations |
| US8312929B2 (en) | 2008-01-24 | 2012-11-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations |
| US8802601B2 (en) * | 2008-03-11 | 2014-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating sandstone formations with reduced precipitation of silica |
| US8794322B2 (en) | 2008-10-10 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives to suppress silica scale build-up |
| US8881811B2 (en) | 2008-10-10 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives to suppress silica scale build-up and methods of use thereof |
| WO2010045343A2 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | University Of Utah Research Foundation | Methods of simultaneously dissolving calcium carbonate, silica, and silicate minerals in subterranean formations |
| US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US8293696B2 (en) * | 2009-02-06 | 2012-10-23 | Ecolab, Inc. | Alkaline composition comprising a chelant mixture, including HEIDA, and method of producing same |
| US10717922B2 (en) * | 2009-05-13 | 2020-07-21 | Abdullah Al-Dhafeeri | Composition and method for stimulation of oil production in sandstone formations |
| US20110220360A1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Thomas Lindvig | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix |
| US8927467B2 (en) | 2010-12-13 | 2015-01-06 | Saudi Arabian Oil Company | Method for preventing calcium citrate precipitation during citric acid acidizing treatments |
| US8727002B2 (en) * | 2010-12-14 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids containing non-polymeric silica scale control additives and methods related thereto |
| CA2820920C (en) * | 2010-12-17 | 2019-07-30 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Treatment of illitic formations using a chelating agent |
| US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
| US20140116710A1 (en) * | 2011-06-13 | 2014-05-01 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Treatment of shale formatons using a chelating agent |
| EP2782973A1 (en) | 2011-11-23 | 2014-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation |
| CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| US20130269937A1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidizing Fluids Comprising a Salt Block Inhibitor and Methods for Use Thereof |
| US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
| WO2013160334A1 (en) * | 2012-04-27 | 2013-10-31 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | One step process to remove filter cake and treat a subterranean formation with a chelating agent |
| EP3680449B1 (en) | 2012-05-29 | 2023-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| US9738823B2 (en) | 2012-08-17 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a stabilizing compound having quaternized amine groups and methods for use thereof |
| RU2507500C1 (ru) | 2012-09-03 | 2014-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды |
| RU2507510C1 (ru) | 2012-09-03 | 2014-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ измерения весовой концентрации глины в образце пористого материала |
| RU2507501C1 (ru) * | 2012-09-03 | 2014-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ измерения весовой концентрации глинистого материала в образце пористой среды |
| US9399728B2 (en) * | 2012-10-26 | 2016-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ crosslinking and calcium ion complexation for acidizing a subterranean formation |
| US8887805B2 (en) * | 2012-10-30 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods related to mitigating aluminum and ferric precipitates in subterranean formations after acidizing operations |
| BR112015013151A2 (pt) * | 2012-12-03 | 2017-07-11 | Schlumberger Technology Bv | composição, método para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, e método para reduzir a permeabilidade à água de um formação subterrânea penetrada por um furo de poço |
| US9670399B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
| US9816022B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-11-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications |
| BR112015029426B1 (pt) | 2013-06-04 | 2022-06-14 | Akzo Nobel Chemicals International B.V | Processo para tratar uma formação subterrânea pela introdução de uma composição |
| WO2015030801A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Chelating agent-based self-diverting acidizing fluids and methods relating thereto |
| US20150087563A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Fluid formulations for cleaning oil-based or synthetic oil-based mud filter cakes |
| DK3060747T3 (da) | 2013-10-25 | 2021-06-21 | Flex Chem Holding Company Llc | Fremgangsmåde til remidiering af underjordisk dannede metalpolymerkomplekser ved brug af et metalkompleks-dannende middel |
| US9512350B2 (en) * | 2013-11-07 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ generation of acid for use in subterranean formation operations |
| US9840662B2 (en) * | 2013-12-11 | 2017-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrofluoric acid acidizing composition compatible with sensitive metallurgical grades |
| US10005950B2 (en) | 2013-12-13 | 2018-06-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for removing geothermal scale |
| US10577535B2 (en) | 2014-02-20 | 2020-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Substantially solid acidizing composition for treatment of subterranean formations |
| EP3132112A4 (en) | 2014-04-14 | 2017-10-04 | Flex-chem Holding Company LLC | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| EP3132000B1 (en) | 2014-04-17 | 2021-12-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| CA2944154C (en) | 2014-04-17 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US9617842B2 (en) * | 2014-06-18 | 2017-04-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of completing a well |
| WO2016033259A1 (en) * | 2014-08-26 | 2016-03-03 | Ecolab Usa Inc. | Fluro-inorganics for inhibiting or removing silica or metal silicate deposits |
| WO2016037102A1 (en) | 2014-09-04 | 2016-03-10 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Slick-water fracturing using time release metal-complexing agent |
| WO2016089394A1 (en) | 2014-12-03 | 2016-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for suppressing corrosion of sensitive metal surfaces |
| US10640697B2 (en) | 2014-12-03 | 2020-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for suppressing corrosion of metal surfaces |
| GB2549033B (en) * | 2015-02-12 | 2021-10-20 | Halliburton Energy Services Inc | Methods and systems for wellbore remediation |
| US10138560B2 (en) | 2015-03-11 | 2018-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems utilizing a boron-containing corrosion inhibitor for protection of titanium surfaces |
| US10563484B2 (en) | 2015-03-11 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems utilizing a boron-containing corrosion inhibitor for protection of titanium surfaces |
| WO2016195623A1 (en) * | 2015-05-29 | 2016-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for characterizing and/or monitoring wormhole regimes in matrix acidizing |
| US10989029B2 (en) | 2015-11-05 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
| CN107255027B (zh) * | 2017-07-13 | 2019-12-10 | 西南石油大学 | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 |
| US11299972B2 (en) | 2019-10-10 | 2022-04-12 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
| JP6807116B1 (ja) * | 2019-11-11 | 2021-01-06 | クリーンケミカル株式会社 | 炭酸カルシウムスケール除去剤 |
| US11473003B2 (en) | 2020-02-07 | 2022-10-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
| AU2021216477A1 (en) | 2020-02-07 | 2022-08-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
| US11459501B2 (en) * | 2020-04-17 | 2022-10-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chelating acid blends for stimulation of a subterranean formation, methods of utilizing the chelating acid blends, and hydrocarbon wells that include the chelating acid blends |
| CN112410007A (zh) * | 2020-11-20 | 2021-02-26 | 东华理工大学 | 一种除垢剂及其应用 |
| JP7294669B2 (ja) * | 2020-12-14 | 2023-06-20 | クリーンケミカル株式会社 | 炭酸カルシウムスケール除去剤 |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
| US11773316B1 (en) * | 2022-06-13 | 2023-10-03 | Saudi Arabian Oil Company | Method and composition for acidizing a subsurface formation utilizing a nitrogen gas-generating treatment fluid |
| CN115231585B (zh) * | 2022-08-17 | 2023-04-11 | 内蒙古大学 | 一种利用煤矸石重构合成方沸石介孔材料的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090563A (en) * | 1976-12-27 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Increasing the clay dissolving capability of a buffer-regulated mud acid |
| WO2000070186A1 (en) * | 1999-05-13 | 2000-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method for acidizing a subterranean formation |
| US20020104657A1 (en) * | 1999-05-13 | 2002-08-08 | Wayne Frenier | Composition and method for treating a subterranean formation |
| US6531427B1 (en) * | 1993-11-18 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing aluminum compound precipitation following subterranean formation acidizing |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3828854A (en) * | 1973-04-16 | 1974-08-13 | Shell Oil Co | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| US3951827A (en) * | 1973-12-03 | 1976-04-20 | Borg-Warner Corporation | Composition and method for removing insoluble scale deposits from surfaces |
| US4923009A (en) * | 1989-05-05 | 1990-05-08 | Union Oil Company Of California | Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein |
| US6118000A (en) | 1996-11-04 | 2000-09-12 | Hydrochem Industrial Services, Inc. | Methods for preparing quaternary ammonium salts |
| US6924255B2 (en) | 1999-05-13 | 2005-08-02 | Frank F. Chang | Composition and method for treating a subterranean formation |
| US6436880B1 (en) | 2000-05-03 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| US6911418B2 (en) | 2001-05-17 | 2005-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| US7114567B2 (en) | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
-
2003
- 2003-04-21 US US10/249,573 patent/US7192908B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-04-20 OA OA1200500293A patent/OA13120A/en unknown
- 2004-04-20 AT AT04728371T patent/ATE433534T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-04-20 EP EP04728371A patent/EP1618282B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-20 BR BRPI0409385-2A patent/BRPI0409385B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-04-20 CA CA2522822A patent/CA2522822C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-04-20 WO PCT/IB2004/001192 patent/WO2004094557A1/en active Application Filing
- 2004-04-20 EA EA200501644A patent/EA007631B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-04-20 DE DE602004021482T patent/DE602004021482D1/de not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-10-18 EG EGNA2005000656 patent/EG24757A/xx active
- 2005-10-20 NO NO20054851A patent/NO339482B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-02-09 US US11/673,008 patent/US7589050B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4090563A (en) * | 1976-12-27 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Increasing the clay dissolving capability of a buffer-regulated mud acid |
| US6531427B1 (en) * | 1993-11-18 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing aluminum compound precipitation following subterranean formation acidizing |
| WO2000070186A1 (en) * | 1999-05-13 | 2000-11-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method for acidizing a subterranean formation |
| US20020104657A1 (en) * | 1999-05-13 | 2002-08-08 | Wayne Frenier | Composition and method for treating a subterranean formation |
| WO2003029613A1 (en) * | 2001-09-24 | 2003-04-10 | Schlumberger Canada Limited | Composition and method for treating a subterranean formation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476475C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение |
| RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EG24757A (en) | 2010-07-26 |
| EP1618282B1 (en) | 2009-06-10 |
| EP1618282A1 (en) | 2006-01-25 |
| WO2004094557B1 (en) | 2004-12-09 |
| BRPI0409385A (pt) | 2006-04-18 |
| ATE433534T1 (de) | 2009-06-15 |
| EA200501644A1 (ru) | 2006-06-30 |
| CA2522822A1 (en) | 2004-11-04 |
| NO20054851D0 (no) | 2005-10-20 |
| WO2004094557A1 (en) | 2004-11-04 |
| US7192908B2 (en) | 2007-03-20 |
| CA2522822C (en) | 2011-07-05 |
| US20070135314A1 (en) | 2007-06-14 |
| US20040254079A1 (en) | 2004-12-16 |
| US7589050B2 (en) | 2009-09-15 |
| NO20054851L (no) | 2005-11-09 |
| DE602004021482D1 (de) | 2009-07-23 |
| BRPI0409385B1 (pt) | 2014-07-08 |
| NO339482B1 (no) | 2016-12-19 |
| OA13120A (en) | 2006-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA007631B1 (ru) | Композиция и способ обработки подземного пласта | |
| US8316941B2 (en) | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations | |
| Portier et al. | Review on chemical stimulation techniques in oil industry and applications to geothermal systems | |
| US9027647B2 (en) | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof | |
| US8312929B2 (en) | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations | |
| US7753123B2 (en) | Method for treating a subterranean formation | |
| US8114817B2 (en) | Filtercake removal composition and system | |
| US9120964B2 (en) | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof | |
| EP1434927B1 (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
| US20110220360A1 (en) | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix | |
| US20020070022A1 (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
| WO2000070186A1 (en) | Method for acidizing a subterranean formation | |
| US7022652B2 (en) | Compositions and methods for treating subterranean formations | |
| Cairns et al. | From design to practice: Development of new acid platforms to address upstream oil and gas production challenges | |
| Gomaa et al. | Retarded HF Acid System to Deeply Stimulate Sandstone Formation and Eliminate the Needs of Pre-Flush and/or Post-Flush Acid Stages: Experimental and Field Cases | |
| AU2017282061B2 (en) | Shale treatment | |
| US11618849B2 (en) | Shale treatment | |
| WO2005012684A2 (en) | Compositions and methods for treating subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |