NO139232B - Fremgangsmaate ved syrebehandling av materialer i et underjordisk omraade - Google Patents
Fremgangsmaate ved syrebehandling av materialer i et underjordisk omraade Download PDFInfo
- Publication number
- NO139232B NO139232B NO732973A NO297373A NO139232B NO 139232 B NO139232 B NO 139232B NO 732973 A NO732973 A NO 732973A NO 297373 A NO297373 A NO 297373A NO 139232 B NO139232 B NO 139232B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- solution
- solutions
- acidic
- materials
- Prior art date
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 46
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims description 35
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N urea group Chemical group NC(=O)N XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 20
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 claims description 16
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 69
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- -1 glycol ethers Chemical class 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 3
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 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 1
- 241000219495 Betulaceae Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N Cyanamide Chemical compound NC#N XZMCDFZZKTWFGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- BVCZEBOGSOYJJT-UHFFFAOYSA-N ammonium carbamate Chemical compound [NH4+].NC([O-])=O BVCZEBOGSOYJJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N carbonic acid monoamide Natural products NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N cyanic acid Chemical class OC#N XLJMAIOERFSOGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical group 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene 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
- C09K8/60—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
-
- 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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en prosess for syrebehandling av materi-
aler i et underjordisk område.
Syrebehandling av materialer rundt brønner er en kjent og ut-strakt anvendt teknikk. Den benyttes vanligvis for å øke en underjordisk kildes permeabilitet og/eller perforeringstunnellene som strekker seg mellom et brønnborehull og en kilde. Den utføres ved ganske enkelt å injisere en sur oppløsning i det område som skal syrebehandles.
De for syrebehandling av materialer rundt brønner anvendte oppløsninger utgjøres som regel av vandige oppløsninger av én eller flere uorganiske eller organiske syrer. De mest vanlig anvendte syrer er saltsyre eller blandinger av saltsyre og flussyre. Andre syrer,
som eddiksyre, sitronsyre, maursyre eller sulfaminsyre etc, benyttes adskilt eller sammen med saltsyre eller flussyre, som regel for spesielle formål. Konsentrasjonene av oppløsningene for syrebehandling av materialer rundt brønner varierer vanligvis fra forholdsvis fortynnede oppløsninger, som o<p>pløsninger inneholdende ca.
0,5 vekt% saltsyre, til konsentrerte oppløsninger, som oppløsninger inneholdende ca. 3 0% eller derover av en slik syre.
De vanlige oppløsninger for syrebehandling av materialer rundt brønner inneholder ofte ett eller flere forskjellige tilsetningsmidler. Inhibitorer er vanlig benyttet for å nedsette syreangreps-hastigheten på rørstrenger og annet metallutstyr i brønnen. Inhibitorene benyttes som regel i en mengde på under ca. 1-2 vekt%
av syreoppløsningene og omfatter som regel forbindelser av arsen eller kobber eller vannoppløselige organiske forbindelser som inneholder lett oxyderbare grupper, som nitrogen- eller svovelholdige grupper. Overflateaktive midler for å nedsette grenseflatespenn-ingen er vanlig benyttet for å forbedre inntrengningen av oppløs-
ningen i porer i bergartene eller gjennom oljefilmer som kan til-dekke overfor syre reaktive materialer i ~det område som skal behandles. Emulgeringshemmende, overflateaktive midler er vanlig benyttet for å fremme en nedbrytning eller separering av olje-i-vann-emulsjoner som er tilbøyelige til å dannes av forskjellige råoljer når de kommer i kontakt med en syreoppløsning. Materialer for å hindre utfelling av silicater, som glycoler og glycolethere etc., er vanlig anvendt i de såkalte "slamsyre"-oppløsninger som inneholder hydrogenfluorid eller et materiale som avgir hydrogenfluorid i oppløsningen. Midler for å hemme syrebehandlingshastig-heten, som vannfortykningsmidler, er vanlig benyttet for derved å-kunne oppnå en dypere inntrengning av oppløsningen i en kilde. Andre tilsetningsmidler, som midler for å regulere tap av flytbar-het etc, benyttes også for spesielle tilfeller.
I et US patentskrift hvis patentsøknad ble innlevert for
over 75 år siden, nemlig US patentskrift nr. 556 609, er det beskrevet at ved syrebehandling for å øke strømmen i en oljebrønn kan det være at ikke hele syremengden nøytraliseres når den reagerer med kildebergarten og at det således kan være ønskelig å injisere en alkalisk væske etter den sure oppløsning for å gjøre nøytraliser-ingen fullstendig. Forskjellige måter ved anvendelse av adskilte volumer av sure oppløsninger og syrenøytraliserende oppløsninger i forbindelse med mindre væskevolumer uten syre eller syrenøytraliser-ende bestanddeler eller tyngdeforskjeller etc. for å forbedre plasseringskontrollen eller nøytraliseringsgraden eller for å opp-løse uoppløselig silicatmateriale som kan være blitt etterlatt av en slam-syreblanding, er allerede blitt foreslått. Da underjord-, iske områder ofte er uhomogene og forskjellige fluida er til-bøyelige til å strømme inn i forskjellige deler av slike områder eller ned i porer med forskjellig størrelse i slike områder, er det imidlertid vanskelig og ofte umulig å sikre at et først injisert fluidum noensinne blir godt blandet med et annet injisert fluidum.
Det tas ved oppfinnelsen sikte på å tilveiebringe en fremgangsmåte for syrebehandling av materialer i et underjordisk område, hvor den sure oppløsning som ikke forbrukes i formasjonen,
i det minste for en hovedsakelig dels vedkommende nøytraliseres på grunn av den sure oppløsnings selvnøytraliserende egenskaper.
Oppfinnelsen angår således en fremgangsmåte ved behandling
av materialer i et underjordisk område, hvor en sur oppløsning
som inneholder saltsyre og/eller flussyre, bringes i kontakt med disse materialer, og fremgangsmåten er særpreget ved at en sur opp-løsning fremstilles med en konsentrasjon og en reaksjonshastighet som er avpasset i forhold til den ønskede behandling av det underjordiske område og dets sammensetning og temperatur^idet den sure oppløsning inneholder en pH-økende reaktant som (a) er forenelig med den sure oppløsning, (b) har en reaksjonshastighet som er slik at den kan forsinke den påfølgende nøytralisering av surheten i tilstrekkelig lang tid til å sikre at den ønskede behandling av det underjordiske område oppnås, (c) er oppløst i en tilstrekkelig mengde til å nøytralisere i det vesentlige hele den gjen-
værende surhet etter den ønskede behandling av det underjordiske område, og (d) i en vandig oppløsning danner ammoniakk eller en aminogruppeholdig forbindelse, og den erholdte selvnøytraliser-
ende sure oppløsning injiseres i det underjordiske område.
Oppfinnelsen vil bli mer detaljert beskrevet under henvis-
ning til flere eksempler og til tegningene, hvorav
Fig. 1 er et diagram som viser hvorledes selvnøytraliserings-graden varierer med tiden i forbindelse med spesielle selvnøytraliser-ende syreoppløsninger, og Fig. 2 er et diagram som viser hvorledes den for selvnøytraliseringen nødvendige tid varierer med spesielle selvnøytraliserende oppløsningers temperatur.
Den sure oppløsning som anvendes ifølge oppfinnelsen kan ut-gjøres av i det vesentlige en hvilken som helst vandig oppløsning som inneholder saltsyre bg/eller flussyre, Idet oppløs-
ningen skal være istand til å reagere med og oppløse materialer som påtreffes i et underjordisk område og rundt en brønn. En slik oppløsning kan lages fra handelstilgjengelige oppløsninger, som f.eks. selges av serviceselskaper for behandling av brønner, omfattende sure oppløsninger som inneholder i det vesentlige et hvilket som helst av de vanlig anvendte tiIsetningsmidler.
Den i de ifølge oppfinnelsen anvendte oppløsninger oppløste pH-økende reaktant kan i alminnelighet utgjøres av en hvilken som helst vannoppløselig forbindelse eller blanding, som vil reagere i en vandig oppløsning under dannelse av ammoniakk eller en aminogruppeholdig forbindelse som vil øke oppløsningens pH ved nøytral-isering eller ved forbruk av oppløsningens surhet under dannelse av ammoniumioner eller aminsalter. Som eksempel på egnede pH-økende reaktanter kan nevnes vannoppløselige aminer av carbamin-. ' syre, som ammoniumcarbamat og dets nitrogensubstituerte homologer, urea, de nitrogen-substituerte homologer av urea, cyansyresalter, som,alkalimetallcyanatene,' cyanamid, addisjonsproduktene åv ammoniakk eller aminer med formaldehyd, som tetramethylentetramin, amider av carboxylsyrer, som formamid og acetamid etc, eller blandinger derav.
Den ønskede syrebehandling ifølge oppfinnelsen foretas ved
å pumpe den selvnøytraliserende, sure oppløsning ned i det underjordiske område tidsnok til at syrebehandlingen vil finne sted før selvnøytraliseringen.
Den foreliggende oppfinnelse er spesielt nyttig ved bruk
av en forholdsvis fortynnet sur oppløsning for rensing eller forhåndsspyling av materialer i et underjordisk område. Slike fortynnede syrer benyttes f.eks. for rensing eller forhåndsspyling av sand eller grussjikt og/eller de tilstøtende mantelperforer-inger og/eller den tilstøtende kildebergart for å sikre en jevn inntrengning av fluidum, som en sandkonsoliderende oppløsning eller oppløsning for dypsonetilplugging etc. Ved slike operasjoner eller ved andre syrebehandlinger av materialer rundt brønner hvor det kan være vanskelig å anslå hvor meget av den sure oppløsnings .surhet som vil bli nøytralisert i løpet av den ønskede syrebehandling, er det forholdsvis lett å innføre tilstrekkelig av en pH-økende reaktant til at det senere vil fås en pH på ca. 2-6,
selv om intet av syren i den sure oppløsning nøytraliseres av bestanddeler i det underjordiske område. Hvis et forholdsvis stort volum av en sur oppløsning injiseres og/eller det underjordiske område som behandles inneholder en.forholdsvis stor mengde materialer som kan reagere med syrer, kan det hende at det bare er nød-vendig med en liten grad av eller ingen selvnøytralisering av den først injiserte del av den sure oppløsning. Hvis vandige væsker, som sure oppløsninger, injiseres i det vesentlige kontinuerlig,
vil i alminnelighet disse væsker være tilbøyelige til å bevege seg som et tog av radialt ekspanderende ringer.eller plugger. De først injiserte deler av slike væsker vil holde seg i væskefronten og sterkest dispergeres i kilden. Når materialer rundt en brønn syrebehandles, vil hver andel av syren som kommer etter den første del, støte på et område hvori de overfor syre reaktive bestanddeler er blitt nøytralisert. Ved s<y>rebehandling av en brønn hvor behandlings-
væsker injiseres inn i kilden som skal behandles og derefter bringes til å strømme tilbake til brønnen, vil den sist injiserte del være tilbøyelig til å holde seg i kontakt med kilden i en tid som er kortere enn for de forutgående deler. Når en brønn syrebehandles, kan. en rekke syrer benyttes. Således kan f .eks. en sterk- salt-syreoppløsning, som en'15%-ig eller 30%-ig oppløsning, injiseres for å oppløse en betydelig del av carbonatmaterialene i bergarten,
og denne oppløsning kan etterfølges ;av en slamsyreporsjon som vil oppløse leirpartiklene i nærheten av brønnen.
Det kan ved utførelse av den foreliggende fremgangsmåte være ønskelig å regulere konsentrasjonen og typen av pH-økende reaktant slik at det oppnås en hurtigere og mer fullstendig selvnøytraliser-ing i den injiserte andel av den sure oppløsning. Når en produk-sjonsbrønn behandles, vil volumet av den selvnøytraliserende andel av denne sure oppløsning i. alminnelighet fortrinnsvis være tilstrekkelig til å trenge gjennom området i umiddelbar nærhet av brønnen,og den nøytraliserende virkning ér tilstrekkelig til at minst 20% av den samlede surhet i syreoppløsningen vil forbrukes slik at oppløsningens pH vil øke til minst ca. 2. Når et betydelig volum av én eller flere sure oppløsninger injiseres, reguleres den pH-økende reaktants sammensetning og/eller konsentrasjon fortrinnsvis slik at den hurtigste og mest fullstendige selvnøytralisering vil forekomme i de andeler som sist injiseres.
Når de for utførelse av den foreliggende fremgangsmåte anvendte selvnøytraliserende, sure oppløsninger benyttes sammen med andre brønnbehandlingsoppløsninger, som oppløsninger for sandkon-solidering eller for dypsonetilplugging etc, kan det være ønskelig å anordne bestanddelene i de forskjellige oppløsninger slik at de; selvnøytraliserende, sure oppløsninger vil isoleres fra de .andre . behandlingsoppløsninger ved hjelp av et volum av inert væske som ikke omfatter syre eller syrenøytraliserende bestanddeler, og/eller å tilføre behandlingsfremmende væsker. Således etterfølges f.eks. en slamsyreoppløsning (som kan utgjøres av eller efterfølges av' en selvnøytraliserende slamsyreoppløsning) fortrinnsvis av en vandig oppløsning av et ammoniumsalt, som ammoniumklorid. En slik: efterfølgende oppløsning hjelper til med å unngå en mulig blanding, av-natrium- eller kaliumioner med slamsyreoppløsningen som inne^ T holder oppløst siliciumdioxyd, da ellers en utfelling av slike forbindelser som Na2SiFg eller.K2SiFg etc kan finne sted.
Konsentrasjonen av de pH-økende reaktanter i de for utførelse av den foreliggende fremgangsmåte selvanvendte nøytraliserende,
sure oppløsninger kan i alminnelighet variere fra (a) forholdsvis små mengder som er egnet for å nøytralisere bare en .forholdsvis liten, men betydelig, andel av surheten (f.eks. så lite som ca. 20%, idet resten av surheten vil forbrukes av bestanddeler i det underjordiske område som er reaktive overfor syrer) til (b) mengder som er mer enn tilstrekkelige til å nøytralisere hele surheten (f.eks. tilstrekkelige til å øke pH til over 7 dersom det er ønskelig å oppnå en alkalisk oppløsning). Tiltagende mengder av en pH-økende reaktant vil føre til en økning i nøytraliseringshastigheten og nøytraliseringsgraden av surheten. Dessuten vil tilstedeværelsen av en aminonitrogenholdig pH-økende reaktant være tilbøyelig til å -hemme korrosjon av metalledninger etc. Et slikt materiale vil øke,den hemming som fås av korrosjonsinhibitorer av vanlig" type og/eller tilveiebringe en korrosjonshemming i fravær av en vanlig inhibitor. Dersom behandlingstiden er kort og/eller en høy pH er ønskelig, kan i alminnelighet mengden av den pH-økende reaktant være i det vesentlige like stor som den mengde som er økonomisk aksepterbar (inntil og omfattende overmettede oppløsninger), idet den eneste begrensning er behovet for at alle bestanddeler i den sure oppløsning skal være oppløst når oppløsningen kommer frem til den underjordiske kilde som behandles.
Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en behandlingsprosess for materialer rundt en brønn hvor en vandig oppløsning bringes til å strømme til en fjern sone, idet oppløsningens sammensetning reguieres slik at det fås en valgt syrékonsentrasjon i oppløsningen i denne sone og oppløsningens pH holdes på en valgt verdi innen denne sone. Ved den foreliggende fremgangsmåte vil
den vandige oppløsning til å begynne med inneholde minst én syre og minst én pH-økende reaktant som er oppløst i oppløsningen i
slike forholdsvise mengder som er avpasset i forhold til den fjerne sones temperatur og den transporttid som en liten porsjon av oppløsningen trenger for å kunne strømme inn i sonen. Opp^ løsningens sammensetning reguleres ved å omsette den pH-økende reaktant med vann og syre for å nedsette syrékonsentrasjonen til en valgt verdi i hver liten porsjon av oppløsningen mens denne lille porsjon befinner seg i sonen. Oppløsningens pH i sonen holdes på én valgt verdi ved i hver liten porsjon av oppløsningen å. danne et
pufférsystem med en pH som er tilbøyelig til å holde seg konstant med tiden og/eller når den treffer på sure eller basiske materialer. Fremgangsmåten kan utføres ved å føre en plugg av oppløsningen inn
i sonen og la den holde seg i ro der inntil pH-reguleringen er blitt oppnådd, og/eller ved fortsatt å la oppløsningen strømme gjennom sonen med en hastighet slik at den valgte pH vil beholdes i hver liten porsjon mens denne befinner seg i sonen. Puffervirk-ningen oppnås fortrinnsvis ved hjelp av en kombinasjon av pH-økende reaktanter, som en kombinasjon av et amid og et urea (dvs. urea som sådant eller et N-substituert urea). Når f.eks. det benyttes forskjellige forhold mellom acetamid og urea, kan forskjelligartede pufrede pH-verdier oppnås og beholdes i en gitt syreoppløsning ved en gitt temperatur. Hvis. en 7,5%-ig HC1-oppløsning (ca. 2,4 n saltsyre) inneholder 1,65 molar urea pr. liter og 1,5 molar acetamid pr. liter og holdes på en temperatur av 75,6°C, vil oppløsningens pH i løpet av ca. 3 dager øke fra en opprinnelig verdi på under 0,1 til ca. 3 (idet surheten ér blitt i det vesentlige fullstendig forbrukt da en 0,01 n saltsyre har en pH på bare 2) og bli effektivt pufret ved en pH på ca. 4 eller 5 (da oppløsningens likevekts-pH er ca. 6) .
Eksempel på behandling av en brønn
Eh brønn, f.eks. en brønn som produserer ca. 1580 liter olje pr. dag i form av en olje-vann-blanding inneholdende bare ca. 7% olje, og hvor kilden har en temperatur på ca. 76°C og brønnbor-hullet er blitt forsynt med en mantel, perforert og pakket med grus, kan med fordel forbedres ved hjelp av'en syrebehandling fulgt av en behandling for å gjøre findelte partikler ubevegelige og for å konsolidere sanden. En slik behandling kan utføres i .forbindelse med en slik brønn som utluftes for gass og hvor gassutluftnings-ventilen holdes på plass. Brønnen kan om nødvendig peiles og lenses. " Når gassutluftingsventilene holdes på plass, utføres be-handlingen ved å utøve trykk mot. boringen. De følgende fluida injiseres alle i en mengde av ca. 40 liter pr. minutt: (1) ca.
750 liter xylen for blandbart å fortrenge olje og lignende væsker bort fra behandlingssonen, (2) ca. 1150 liter 7,5 vekt% saltsyre inneholdende ca. 8 mol urea pr. liter for å rense perforeringstunnellene og' lignende åpninger med en selvnøytraliserende, sur oppløsning, (3) ca. 3800 liter 7,5 vekt%-ig saltsyre inneholdende ca. 1,5 vekt% hydrogenfluorid og ca. 8 mol urea pr. liter, i form av en selvnøytraliserende slamsyreoppløsning for oppløsning av
leirer og finstoffer etc. for derved å øke kildens gjennomtreng-barhet og/eller fjerne poretilstoppende leirepartikler fra det pakkede gruslag, (4) ca. 750 liter av en vandig oppløsning av ca. 14 vekt% ammoniumklorid i form av en supplerende behandlings-oppløsning for å hindre en av natrium- eller kaliumioner igang-
satt utfelling av det i slamsyren oppløste siliciumdioxyd, (5)
ca. 750 liter av en vandig 17%-ig kaliumkloridoppløsning, i form av en inert avstaridsoppløsning, (6) en vandig oppløsning for konsolidering av sandkorn i jordformasjonen for i tilstrekkelig grad å gjøre findelte partikler ubevegelige, og (7) ca. et injek-sjonsrørstrengvolum med dieselolje for å fortrenge de tidligere innførte oppløsninger i kilden. Når en således behandlet brønn stenges i minst ca. 4 dager og derefter settes i produksjon, vil det produserte vann og den forbrukte syres pH være 6,5-8,5, hvorved eventuelle vanskeligheter på grunn av uforbrukt syre i kontakt med råoljen i kilden og/eller metalledningene i brønnen vil være eliminert.
Forsinket selvnøytralisering
På Fig. 1 er vist hvorledes surheten avtar med tiden for forskjellige vandige 15 vekt%-ige saltsyreoppløsninger (se kurvene Å, B og C) som inneholder forskjellige mengder og typer av pH-økende reaktanter og som holdes på en temperatur av 75,6°C. Tiden T (i dager) ble avsatt langs diagrammets vannrette akse. HCl-molariteten og den prosentuelle andel av aktivt HC1 er avsatt langs hhv. diagrammets venstre og høyre vertikale akse. Hver'av opp-løsningene A, B og C inneholder 4,9 mol urea pr. liter, oppløsningen B inneholder en mellomliggende mengde acetamid (tilnærmet ekvivalent med 0,5 ganger syrens molaritet), og oppløsningen C inneholder en større mengde acetamid (tilnærmet ekvivalent med 2/3 ganger salt-syrens molaritet). Ved 75,6°C utgjør disse blandinger selv-nøytraliserende sure oppløsninger hvori surhetsgraden er blitt i det vesentlige fullstendig fjernet (slik at det fås en pH av minst ca. 4) i løpet av en tid fra ca. 2 til ca. 10 dager.
Konsentrasjonens og temperaturens innvirkning på selvnøytraliser-ingstiden
På Fig. 2 er vist hvorledes den nødvendige tid for at en rekke vandige oppløsninger (hver inneholdende 7,5 vekt% saltsyre
og de angitte mengder urea og acetamid) skal bli selvnøytralisert
ved de angitte temperaturer, avtar. På diagrammet .er tiden T (i dager) for å forbruke syren angitt langs den vertikale akse, og langs den horisontale akse er temperaturen angitt i °C. Urea-konsentrasjonen (i mol/liter) for oppløsningen D er 4, for opp-løsningen E 6 og for oppløsningene F, G og H 8'. Oppløsningene D, E og F inneholder intet acetamid. Oppløsningen G inneholder
1,22 mol acetamid. Oppløsningen H inneholder 1,63 mol acetamid.
Det bør bemerkes at støkionetrisk overskudd av én eller flere av
de pH-økende reaktanter kan benyttes for å få et forholdsvis bredt område av selvriøytraliseringstider for et forholdsvis bredt tem-peraturområde.
I enkelte tilfeller ved syrebehandling av brønner kan til-stedeværelse av jern eller lignende flerverdige metallioner repre-sentere et problem. Det sure fluidum er tilbøyelig til å opp-
løse materialer som inneholder slike ioner, men disse ioner er tilbøyelige til å utfelles, som regel i form av hydroxyder, når syrene forbrukes og oppløsningenes pH begynner å øke. Treverdig jernoxyd kan begynne å utfelles ved en pH av 2. Med den foreliggende fremgangsmåte kan en slik utfelling unngås ved i den sure oppløsning å oppløse minst ett chelatedannende middel som er forenlig med de andre, bestanddeler i oppløsningen og som vil bevirke dannelse av oppløselige chelater med de flerverdige ioner'som det er sannsynlig vil påtreffes ved den temperatur og den pH som kan forventes å forekomme i den selvnøytraliserte, forbrukte syre.
Som fagmannen' kjenner til bør det tas hensyn til de spesielle betingelser som foreligger nede i borehullet, f.eks. på den måte som er beskrevet i artikkelen "Sécondary Deposition of Iron Compounds Following Acidizing Treatments" av Smith, Crowe og Nolan, SPE paper 2358, SPE Reg. Mtg. Charleston, W. Va., november 7-8, 1968. Av . egnede chelatedannende midler kan nevnes ethylendiamintetraeddiksyre, malonsyre, vinsyre, sitronsyre og lignende chelatedannende midler.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte ved syrebehandling av materialer .i et underjordisk område, hvor, en sur oppløsning som inneholder saltsyre, og/ellér flussyre, bringes i kontakt med disse materialer, karakterisert ved at en sur oppløsning fremstilles med en konsentrasjon og en reaksjonshastighet som er avpasset i forhold til den ønskede behandling av det underjordiske område og dets sammensetning og temperatur, idet den sure oppløsning inneholder en pH-økende. reaktant som (a) er forenlig med den sure opp-løsning, (b) har en reaksjonshastighet som er slik at den kan forsinke den påfølgende nøytralisering av surheten i tilstrekkelig lang tid til å sikre at den ønskede behandling av det underjordiske område oppnås, (c) er oppløst i en tilstrekkelig mengde til å nøytralisere i det vesentlige hele den gjenværende surhet etter den ønskede behandling av det underjordiske område, og (d) i en vandig oppløsning danner ammoniakk eller en aminogruppeholdig forbindelse, og den erholdte selvnøytraliserende sure oppløsning injiseres i det underjordiske område.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at minst to sure oppløsninger bringes i kontakt med de underjordiske materialer og at reaksjonshastigheten for den pH-økende reaktant som er oppløst i de senere injiserte sure opp-løsninger, er høyere enn reaksjonshastigheten for en hvilken som helst pH-økende reaktant i de tidligere injiserte sure opp-løsninger.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at minst én av de sure oppløsninger er en slamsyre.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert ved at den pH-økende reaktant er urea.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den pH-økende reaktant utgjøres av en blanding av urea og acetamid.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US00274778A US3826312A (en) | 1972-07-24 | 1972-07-24 | Self-neutralizing well acidizing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO139232B true NO139232B (no) | 1978-10-16 |
NO139232C NO139232C (no) | 1979-01-24 |
Family
ID=23049581
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO732973A NO139232C (no) | 1972-07-24 | 1973-07-23 | Fremgangsmaate ved syrebehandling av materialer i et underjordisk omraade |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3826312A (no) |
CA (1) | CA1018341A (no) |
GB (1) | GB1437432A (no) |
NL (1) | NL7310205A (no) |
NO (1) | NO139232C (no) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3953340A (en) * | 1973-04-16 | 1976-04-27 | Shell Oil Company | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
US3892275A (en) * | 1974-01-24 | 1975-07-01 | Shell Oil Co | Self-thinning and neutralizing thickened aqueous liquid |
US4332688A (en) * | 1976-12-22 | 1982-06-01 | Texaco Inc. | Aqueous acid solution containing an acrylamido alkanesulfonic acid polymer |
US4090563A (en) * | 1976-12-27 | 1978-05-23 | Shell Oil Company | Increasing the clay dissolving capability of a buffer-regulated mud acid |
US4089787A (en) * | 1977-03-16 | 1978-05-16 | Shell Oil Company | Increasing the clay-dissolving capability of a relatively high pH self-generating mud acid |
US4124408A (en) * | 1977-06-02 | 1978-11-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Method of removing deposits on refrigeration system surfaces |
US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
US4317735A (en) * | 1980-03-18 | 1982-03-02 | The Dow Chemical Company | Method of inhibiting crosslinking of aqueous xanthan gums in the presence of ferric acid ions |
US4466893A (en) * | 1981-01-15 | 1984-08-21 | Halliburton Company | Method of preparing and using and composition for acidizing subterranean formations |
US4487265A (en) * | 1981-12-22 | 1984-12-11 | Union Oil Company Of California | Acidizing a subterranean reservoir |
US4567946A (en) * | 1982-02-08 | 1986-02-04 | Union Oil Company Of California | Increasing the permeability of a subterranean reservoir |
US5112505A (en) * | 1986-05-15 | 1992-05-12 | Petrolite Corporation | Certain dithiocarbamates and method of use for reducing asphaltene precipitation in asphaltenic reservoirs |
US5130473A (en) * | 1986-05-15 | 1992-07-14 | Petrolite Corporation | Dithiocarbamate compounds |
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 |
US9573808B2 (en) | 2013-07-31 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
US9476287B2 (en) | 2013-11-05 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
US20170267918A1 (en) | 2016-03-15 | 2017-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
RU2726089C1 (ru) * | 2019-11-28 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2152306A (en) * | 1936-09-30 | 1939-03-28 | Dow Chemical Co | Method of removing metal obstructions from wells |
US2094479A (en) * | 1936-12-30 | 1937-09-28 | William E Snee | Treatment of wells |
US2175095A (en) * | 1937-07-06 | 1939-10-03 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US2640810A (en) * | 1950-09-14 | 1953-06-02 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
US3122204A (en) * | 1960-04-19 | 1964-02-25 | Monsanto Chemicals | A method for acidizing wells and composition therefor |
US3251415A (en) * | 1965-04-01 | 1966-05-17 | Exxon Production Research Co | Acid treating process |
US3482636A (en) * | 1967-04-06 | 1969-12-09 | Dow Chemical Co | Method of lessening the inhibitory effects to fluid flow due to the presence of solid organic substances in a subterranean formation |
US3528503A (en) * | 1968-07-30 | 1970-09-15 | Dow Chemical Co | Method of improving permeability of geologic formations by removal of organic material therefrom |
US3719229A (en) * | 1971-06-21 | 1973-03-06 | Texaco Inc | Secondary recovery method |
-
1972
- 1972-07-24 US US00274778A patent/US3826312A/en not_active Expired - Lifetime
-
1973
- 1973-06-13 CA CA173,939A patent/CA1018341A/en not_active Expired
- 1973-07-23 NO NO732973A patent/NO139232C/no unknown
- 1973-07-23 GB GB3493473A patent/GB1437432A/en not_active Expired
- 1973-07-23 NL NL7310205A patent/NL7310205A/xx not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB1437432A (en) | 1976-05-26 |
CA1018341A (en) | 1977-10-04 |
US3826312A (en) | 1974-07-30 |
NO139232C (no) | 1979-01-24 |
NL7310205A (no) | 1974-01-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO139232B (no) | Fremgangsmaate ved syrebehandling av materialer i et underjordisk omraade | |
US10005955B2 (en) | Foamed chelating agent treatment fluids for use in subterranean matrix stimulations and subterranean and surface cleanout operations | |
US3868998A (en) | Self-acidifying treating fluid positioning process | |
US3920566A (en) | Self-neutralizing well acidizing | |
US9862882B2 (en) | Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates | |
US8017563B2 (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
US20130213657A1 (en) | Hybrid Aqueous-Based Suspensions for Hydraulic Fracturing Operations | |
US20060009363A1 (en) | Deep water completions fracturing fluid compositions | |
EA006568B1 (ru) | Способ обработки пласта, обеспечивающий выборочную интенсификацию притока нефти и выборочное сокращение притока воды | |
US11753583B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
US8236734B1 (en) | Method for preventing scale formation in the presence of dissolved iron | |
NO344263B1 (no) | Fremgangsmåter for behandling av en undergrunnsformasjon | |
AU2015389879A1 (en) | Crosslinked fluid treatment and methods for fracturing underground formations based on flowback, production water, seawater, fresh water, and mixtures of same | |
NO20121161A1 (no) | Metode for behandling av underjordisk formasjon | |
EP2513420B1 (en) | Fracture fluid compositions comprising a mixture of mono and divalent cations and their methods of use in hydraulic fracturing of subterranean formations | |
US11987751B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
US20200140747A1 (en) | Compositions and Methods for Corrosion Inhibition | |
US10259994B2 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
US20200148935A1 (en) | A method of abandoning a zone or a well with scale | |
FR3095652A1 (fr) | Procédés et compositions destinés à réduire la corrosivité de fluides aqueux | |
US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
US20140345868A1 (en) | Method of maintaining oil reservoir pressure | |
US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
Ning et al. | Research and application of multi-hydrogen acidizing technology of low-permeability reservoirs for increasing water injection | |
US11879094B2 (en) | Enhancing friction reduction and protection of wellbore equipment during hydraulic fracturing |