NO334462B1 - Skummede, syrebehandlingsvæsker - Google Patents
Skummede, syrebehandlingsvæsker Download PDFInfo
- Publication number
- NO334462B1 NO334462B1 NO20031053A NO20031053A NO334462B1 NO 334462 B1 NO334462 B1 NO 334462B1 NO 20031053 A NO20031053 A NO 20031053A NO 20031053 A NO20031053 A NO 20031053A NO 334462 B1 NO334462 B1 NO 334462B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid treatment
- foamed
- acid
- treatment liquid
- aqueous
- Prior art date
Links
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 claims abstract description 20
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 claims abstract description 20
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 25
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 9
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims 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 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 2
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 2
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 2
- -1 hydroxypropyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 12
- 238000005336 cracking Methods 0.000 abstract description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 4
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 4
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 235000011118 potassium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical group [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 235000011132 calcium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 210000000003 hoof Anatomy 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical group 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 235000012054 meals Nutrition 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Chemical group 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 108020001775 protein parts Proteins 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Chemical group 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent 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
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- Y10S507/922—Fracture fluid
- Y10S507/923—Fracture acidizing
-
- 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)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
Skummet syrebehandlingsvæske for syrebehandling eller sprekksyrebehandling av en underjordisk sone, omfattende en vandig sur løsning, gass for å danne et skum og et tilsetningsmiddel bestående av hydrolysert keratin for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsning. Oppfinnelsen angår også selve tilsetningsmidlet samt en fremgangsmåte for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle en underjordisk formasjon som penetreres av en borebrønn.
Description
Skummede, syrebehandlingsvæsker
Foreliggende oppfinnelse angår skummede syrebehandlingsvæsker og fremgangsmåte for å syrebehandle underjordiske soner.
Behandling av hydrokarboninneholdende, underjordiske formasjoner som penetreres av borebrønner med vandige syrebehandlingsvæsker for å stimulere produksjonen av hydrokarboner fra formasjonene, er vel kjent for fagfolk på området. En slik syrebehandling innebærer å innføre et vandig syrebehandlingsvæske i den underjordiske formasjon undertrykk, slik at syrebehandlingsvæsken strømmer gjennom porene i formasjonen. Syrebehandlingsvæsken reagerer med løselig materiale som finnes i formasjonen ogøker derved størrelsen på porene og permeabiliteten av formasjonen.
En annen produksjonsstimulerende behandling kjent som sprekksyrebehandling, innebærer dannelse av en eller flere sprekker i formasjonen og innføring av en vandig syrebehandlingsvæske i sprekkene for å etse overflaten av sprekkene, hvorved det dannes strømningskanaler når sprekkene etterpå lukkes. Den vandige syrebehandlingsvæske forstørrer også porene i sprekkflatene og i formasjonen.
Ved utførelse av syrebehandling og sprekksyrebehandling i underjordiske soner, må syrebehandlingsvæsken ofte være lett av vekt for å hindre at et for stort hydrostatisk trykk blir påført den underjordiske sone. Som et resultat av dette er det blitt utviklet og tatt i bruk en rekke lettvekts syrebehandlingsvæsker, inkludert skummede syrebehandlingsvæsker. I tillegg til å være lett av vekt inneholder en skummet syrebehandlingsvæske komprimert gass som forbedrer syrebehandlingsvæskens evne til å strømme tilbake ut av den underjordiske sone som er blitt behandlet, slik at væsken kan gjenvinnes.
Skummede væsker for syrebehandling og sprekksyrebehandling har derfor hittil inkludert forskjellige overflateaktive midler hvis funksjon er å bevirke skumming av væskene og stabilisering av skummet som dannes når gassene blandes med væskene. Imidlertid har de hittil benyttede skumdannende og skumstabiliserende additiver ikke tilfredstilt alle miljømessige krav. Det vil si at når de skumdannende og skumstabiliserende tilsetningsmidler fin vei ut i miljøet, blir de ikke fullstendig nedbrutt, hvilket kan føre til en uønsket påvirkning av akvatiske livsformer.
Det er således et behov for forbedrede, skummede syrebehandlingsvæsker som er harmløse overfor miljøet, samt forbedrede fremgangsmåter for å syrebehandle underjordiske soner.
Vi har nå funnet enkelte forbedrede skummede syrebehandlingsvæsker for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle underjordiske soner og en forbedret fremgangsmåte for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle underjordiske soner, hvilken fremgangsmåte tilfredsstiller behovene nevnt ovenfor og overkommer eller demper ulempene ved den tidligere kjente teknikk.
I henhold til ett aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en skummet syrebehandlingsvæske for syrebehandling eller sprekksyrebehandling av en underjordisk sone, hvilken væske omfatter en vandig sur løsning, gass til å danne et skum og et tilsetningsmiddel bestående av hydrolysert keratin for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsning.
Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn, hvilken fremgangsmåte omfatter å bringe en skummet syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen i kontakt med den underjordiske sone.
Den forbedrede, skummede syrebehandlingsvæske ifølge foreliggende oppfinnelse er nyttig for å utføre syrebehandling og sprekksyrebehandling i underjordiske soner.
En rekke forskjellige syrer kan benyttes i den vandige, sure løsning som anvendes i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Eksempler på egnede syrer inkluder, men er ikke begrenset til, saltsyre, flussyre, eddiksyre, maursyre, glykolsyre og blandinger av disse syrer. Blant disse er saltsyre foretrukket, og en vandig løsning av saltsyre med en saltsyrekonsentrasjon i området fra omtrent 5 til omtrent 35 vekt-% av løsningen er foretrukket. Den mest foretrukne vandige, sure løsning i henhold til foreliggende oppfinnelse er en saltsyreløsning med en saltsyrekonsentrasjon i området fra omtrent 15 til omtrent 35 vekt-% av løsningen.
Vannet som benyttes til å danne den vandige, sure løsning kan være en hvilken som helst vandig væske som ikke reagerer negativt med syren eller andre komponenter i den skummede syrebehandlingsvæsken. For eksempel kan vannet være ferskvann, "brine", saltinneholdende vannløsninger så som løsninger av natriumklorid, kaliumklorid eller ammoniumklorid, sjøvann, brakkvann eller lignende. Den vandige, sure løsning inkluderer generelt også en eller flere korrosjonsinhibitorer og forsterkere for korrosjonsinhibitorer for å hindre at den vandige, sure løsning korroderer metallpumper, rørgods og lignende. Slike korrosjonsinhibitorer, forsterkere for korrosjonsinhibitorer og andre tilsetningsmidler som kan være inkludert i den vandige, sure løsning, er vel kjent for fagfolk på området.
Gass som benyttes for å danne den skummede syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen kan være luft eller nitrogen og nitrogen er foretrukket. Gassen er til stede i en mengde tilstrekkelig til å skumme den gelerte, vandige, sure løsning, generelt i en mengde i området fra omtrent 20 til omtrent 80 vol-% av den vandige, sure løsning.
Som nevnt ovenfor er det miljømessig nedbrytbare tilsetningsmiddel for å skumme og stabilisere den gelerte, vandige, sure løsning for å fremstille den skummede syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen, hydrolysert keratin. Hydrolysert keratin kan lages ved enhver hydrolysemetode som fører til brudd av disulfidbindinger. Egnede reagenser for dette formål inkluderer for eksempel kaustisk soda (NaOH), kaustisk pottaske (KOH) og enhver kilde til karbonsyre. Vi foretrekker å lage den hydrolysene keratin gjennom basisk hydrolyse av hov- og hornmel med lime i en autoklav for å fremstille et hydrolysert protein. Proteinet er kommersielt tilgjengelig som et frittflytende pulver som inneholder omtrent 85 % protein. Ikke-protein delen av pulveret består av omtrent 0,58 % uløselig materiale mens det resterende er løselig ikke-proteinmaterialer primært bestående av kalsiumsulfat, magnesiumsulfat og kaliumsulfat.
Det hydrolysene keratin proteinpulver er fortrinnsvis på forhånd løst i ferskvann i en mengde av omtrent 40 vekt-% av løsningen. I tillegg til vann for å løse det hydrolysene keratin kan tilsetningsmidlet inkludere komponenter så som en eller flere frysepunktsnedsettere for å hindre det fra å fryse under lagring eller håndtering i kaldt vær og senke dets hellepunkt. Fortrinnsvis er frysepunktsnedsetterne valgt blant gruppen av propylenglykol, natriumklorid og blandinger av disse. Nedsetteren eller nedsetterne som benyttes er generelt til stede i løsningen av tilsetningsmidlet i en mengde i området fra omtrent 0,1 til omtrent 0,5 vekt-% av løsningen.
Det hydrolysene keratin er generelt inkludert i en skummet syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen i en mengde av fra omtrent 0,08 til omtrent 0,4 vekt-% av den vandige, sure løsning (fra omtrent 0,2 til omtrent 1 vekt-% av en 40 vekt-% løsning av det hydrolysene keratin).
Et fortykningsmiddel (geleringsmiddel) for å øke viskositeten av den vandige, sure løsning kan eventuelt være inkludert i den skummede syrebehandlingsvæske slik at faststoffer som dannes under reaksjoner mellom syren og formasjonsmaterialer, blir suspendert i væsken og fjernet sammen med den. Et egnet geleringsmiddel som kan benyttes, består av en kopolymer av omtrent 5 til omtrent 60 vekt-% akrylamid, idet det resterende er valgt fra gruppen bestående av dialkylaminoetylmetakrylat, trialkylaminoetylmetakrylat kvaternært salt og akrylamido-alkansulfonsyre. Det trialkylaminoetylmetakrylat kvaternære salt har strukturformel:
hvor R er metyl eller etyl og X" er Cl, Br, I eller CH3OS03. Dialkylaminoetylmetakrylat-monomeren har strukturformel: hvor R er metyl eller etyl. Akrylamido-alkansulfonsyren har strukturformel: hvor R, Ri, R2og R3uavhengig er valgt blant hydrogen eller alkyl med fra 1 til 5 karbonatomer og M er valgt blant hydrogen, natrium, kalium eller ammonium. Et annet egnet geleringsmiddel som kan benyttes er en kopolymer av et kvaternært ammoniumsalt og akrylamid, metakrylamid eller en monomer representert ved strukturformelen:
hvor Ri er hydrogen eller metyl, R2og R3hver er en alkylgruppe med 1 eller 2 karbonatomer, R4 er hydrogen eller en alkylgruppe med 1 eller 2 karbonatomer, A er et oksygenatom eller -NH, B er en alkylgruppe med 2 til 4 karbonatomer eller en hydroksylgruppe og X er et
korresponderende anion. Et slikt geleringsmiddel er fullt beskrevet i US patent nr. 5,332,507, bevilget 26. juli 1994 til Braden et al.
Nok et annet egnet geleringsmiddel som kan benyttes, består av en løsning av et vannløselig, organisk løsningsmiddel med en eller flere etoksylerte fettaminer oppløst i løsningen. Et slikt geleringsmiddel er fullt beskrevet i US patent nr. 4,324,669 og US 4,807,703, som det refereres til for ytterligere detaljer.
Geleringsmiddelet som benyttes er generelt til stede i en skummet syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen i en mengde i området fra omtrent 0,4 til omtrent 5 vekt-% av den vandige, sure løsning.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn, består i hovedsak av de følgende trinn: Det tilberedes en skummet syrebehandlingsvæske bestående av en vandig, sur løsning, tilstrekkelig gass til å danne et skum og en effektiv mengde av et tilsetningsmiddel i form av hydrolysert keratin, for å skumme og stabilisere den vandige sure løsning. Deretter blir den skummede syrebehandlingsvæsken brakt i kontakt med den underjordiske sone.
En foretrukket skummet syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle underjordiske soner, omfatter: en vandig løsning av saltsyre, tilstrekkelig nitrogengass til å danne et skum og en effektiv mengde av et tilsetningsmiddel i form av hydrolysert keratin, for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsningen.
En annen foretrukket skummet syrebehandlingsvæske ifølge oppfinnelsen for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle underjordiske soner, omfatter: en vandig løsning av saltsyre, et geleringsmiddel bestående av en kopolymer av omtrent 5 til 60 vekt-% akrylamid mens det resterende er valgt blant gruppen av dialkylaminoetylakrylat, trialkylaminoetylmetakrylat kvaternært salt og akrylamido-alkansulfonsyre, tilstrekkelig nitrogen til å danne et skum og en effektiv mengde av et tilsetningsmiddel i form av hydrolysert keratin for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsningen.
En foretrukket fremgangsmåte for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle en underjordisk formasjon som penetreres av en borebrønn, omfatter trinnene å: (a) tilberede en skummet syrebehandlingsvæske av en vandig løsning av saltsyre, tilstrekkelig nitrogengass til å danne et skum og en effektiv mengde av et tilsetningsmiddel i form av hydrolysert keratin for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsning, og (b) bringe den skummede syrebehandlingsvæske i kontakt med den underjordiske sone.
En annen foretrukket fremgangsmåte for å syrebehandle eller sprekksyrebehandle en underjordisk formasjon som penetreres av en borebrønn, omfatter trinnene å: (a) tilberede en skummet syrebehandlingsvæske av en vandig løsning av saltsyre, et geleringsmiddel bestående av en kopolymer av omtrent 5 til 60 vekt-% akrylamid og det resterende valgt blant gruppen av dialkylaminoetylakrylat, trialkylaminoetylmetakrylat kvaternært salt og akrylamido-alkansulfonsyre, tilstrekkelig nitrogengass til å danne et skum og en effektiv mengde av et tilsetningsmiddel i form av hydrolysert keratin for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsning, og (b) bringe den skummede syrebehandlingsvæske i kontakt med den underjordiske sone.
Et foretrukket miljømessig harmløst tilsetingsmiddel for å skumme og stabilisere en vandig, sur løsning, består av hydrolysert keratin.
Et annet foretrukket, miljømessig harmløst tilsetningsmiddel for å skumme og stabilisere en vandig, sur løsning, består av en vandig løsning inneholdende 40 vekt-% oppløst, hydrolysert keratin.
En statisk skumtest ble utført i en resirkuleringssløyfe for initiell blanding som deretter kjøres inn i en isolert celle inneholdende en gradert sylinder i hvilken væskeseparasjonen (nedbrytning av skum) kan iakttas. Testvæsken var 15 % saltsyreløsning ved romtemperatur. Hydrolysert keratin var til stede i 1 vol-%. Pumpehastigheten var 4,0 ml/ minutt og trykket i den lukkede cellen var 16,5 bar nitrogen. Det dannede skum ble resirkulert gjennom en visuell celle og etter at et homogent skum var blitt dannet, ble det innelukket i den visuelle cellen og målinger ble gjort på skumkvalitet og halveringstid for skummet. Volumet av væske separert fra skummet ble bestemt som angitt i tabellen nedenfor. Halveringstiden ble bestemt fra dataene ved bruk av Vi -parten av det totale væskevolum etter fullstendig brudd. Kvaliteten ble bestemt med formelen:
Et overflateaktivt middel som kan gi en halveringstid på 3-4 minutter eller mer er ansett som et akseptabelt skummemiddel. De fleste materialer har en halveringstid i dette området. Imidlertid er bruk av hydrolysert keratin som det kan ses, eksepsjonelt ved at skummet varer (forblir skummet) vesentlig lengre i sur løsning.
Claims (12)
- Patentkrav 1. Skummet syrebehandlingsvæske for syrebehandling eller sprekksyrebehandling av en underjordisk sone, omfattende en vandig sur løsning, gass for å danne et skum og et tilsetningsmiddel for å skumme og stabilisere den vandige, sure løsning,karakterisert vedat tilsetningsmiddelet består av hydrolysert keratin.
- 2. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 1,karakterisert vedat den vandige, sure løsning er saltsyre, flussyre, eddiksyre, maursyre, glykolsyre eller en hvilken som helst blanding av to eller flere av disse.
- 3. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 2,karakterisert vedat den vandige, sure løsning er løsning av saltsyre med en konsentrasjon av saltsyre på fra 5 til 35 vekt-% av løsningen.
- 4. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 1, 2 eller 3,karakterisert vedat gassen er luft eller nitrogen.
- 5. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 1, 2, 3 eller 4,karakterisert vedat gassen i den skummede syrebehandlingsvæsken er til stede i en mengde av fra 20 til 80 vol-% av den vandige, sure løsning.
- 6. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1-5,karakterisert vedat den hydrolyserte keratin i den skummede syrebehandlingsvæske er til stede i en mengde av fra 0,08 til 0,4 vekt-% av den vandige, sure løsning.
- 7. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1-6,karakterisert vedat den videre omfatter et geleringsmiddel.
- 8. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 7,karakterisert vedat geleringsmiddelet er en kopolymer av 5 til 60 vekt-% akrylamid, mens det resterende er valgt blant dialkylaminoetylmetakrylat, trialkylaminoetylmetakrylat kvaternært salt og akrylamido-alkansulfonsyre.
- 9. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 7,karakterisert vedat geleringsmiddelet er en kopolymer av et kvaternært ammoniumsalt og akrylamid, metakrylamid og en monomer representert ved den generelle formelhvor Ri er H eller CH3; R2og R3hver er en alkylgruppe med 1 eller 2 karbonatomer, R4er H eller en alkylgruppe med 1 eller 2 karbonatomer, A er et oksygenatom eller -NH, B er en alkylgruppe med 2 til 4 karbonatomer eller en hydroksypropylgruppe og X er et korresponderende anion.
- 10. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i patentkrav 7,karakterisert vedat geleringsmiddelet er en løsning av et vannløselig organisk løsningsmiddel og ett eller flere etoksylerte fettaminer.
- 11. Skummet syrebehandlingsvæske som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 7-10,karakterisert vedat geleringsmiddelet er til stede i en mengde av fra 0,4 til 5 vekt-% av den vandige, sure løsning.
- 12. Fremgangsmåte ved syrebehandling eller sprekksyrebehandling av en underjordisk sone som penetreres av en borebrønn,karakterisert vedat en skummet syrebehandlingsvæske som angitt i et hvilket som helst av patentkravene 1 til 11 bringes i kontakt med den underjordiske sone.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/094,577 US6555505B1 (en) | 2002-03-08 | 2002-03-08 | Foamed acidizing fluids, additives and methods of acidizing subterranean zones |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20031053D0 NO20031053D0 (no) | 2003-03-07 |
| NO20031053L NO20031053L (no) | 2003-09-09 |
| NO334462B1 true NO334462B1 (no) | 2014-03-10 |
Family
ID=22245970
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20031053A NO334462B1 (no) | 2002-03-08 | 2003-03-07 | Skummede, syrebehandlingsvæsker |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6555505B1 (no) |
| EP (1) | EP1342881B1 (no) |
| DE (1) | DE60308431T2 (no) |
| DK (1) | DK1342881T3 (no) |
| NO (1) | NO334462B1 (no) |
Families Citing this family (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6367550B1 (en) * | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| US7135005B2 (en) * | 2001-02-20 | 2006-11-14 | Fountainhead, Llc | Shoulder brace |
| US7140440B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additives for cement slurries |
| US7147067B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing drilling fluids |
| US7048053B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite compositions having enhanced compressive strength |
| US7150321B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing settable spotting fluids |
| US6964302B2 (en) | 2002-12-10 | 2005-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing cement composition |
| US7544640B2 (en) * | 2002-12-10 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing treating fluid |
| US7140439B2 (en) * | 2002-12-10 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Zeolite-containing remedial compositions |
| US7448450B2 (en) * | 2003-12-04 | 2008-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and cementing with fluids containing zeolite |
| US7013975B2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US6951249B1 (en) | 2004-07-26 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement slurries, additives and methods |
| US7297664B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement-free zeolite and fly ash settable fluids and methods therefor |
| US6953505B1 (en) | 2004-08-19 | 2005-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stable and biodegradable foamed cement slurries, additives and methods |
| US7191834B2 (en) * | 2004-09-22 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed cement compositions and associated methods of use |
| US7464754B1 (en) | 2004-10-11 | 2008-12-16 | Team Co2, Inc. | CO2 foamed well treatments |
| US20070105995A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for foamed cement compositions and associated methods |
| US7296626B2 (en) * | 2005-11-08 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquid additive for reducing water-soluble chromate |
| US7694731B2 (en) * | 2006-02-13 | 2010-04-13 | Team Co2, Inc. | Truck-mounted pumping system for treating a subterranean formation via a well with a mixture of liquids |
| GB0616469D0 (en) * | 2006-08-17 | 2006-09-27 | Champion Technologies Ltd | Well treatment |
| US7992653B2 (en) * | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
| GB0711342D0 (en) * | 2007-06-12 | 2007-07-25 | Champion Technologies Ltd | Well treatment |
| US8414872B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-04-09 | Liquid Keratin, Inc. | Hair straightening formulations, methods and systems |
| CA2828280C (en) | 2011-03-09 | 2019-05-14 | Marc Michael BAUM | Keratin-based hair straightening formulations, methods and systems |
| US9441471B2 (en) * | 2012-02-28 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | In situ heat generation |
| US10316240B2 (en) * | 2013-12-09 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidizing with silane treatment to control fines migration in a well |
| US10982051B2 (en) | 2017-06-05 | 2021-04-20 | Momentive Performance Materials Inc. | Aqueous compositions for hair treatment comprising polyorganosiloxanes with polyhydroxyaromatic moieties |
| US11179312B2 (en) | 2017-06-05 | 2021-11-23 | Momentive Performance Materials Inc. | Aqueous compositions for the treatment of hair |
| US20200163850A1 (en) | 2018-11-24 | 2020-05-28 | Momentive Performance Materials Gmbh | Use of polyhydroxyaromatic compounds for the treatment of fibrous amino acid based substrates |
| US11090255B2 (en) | 2018-12-04 | 2021-08-17 | Momentive Performance Materials Inc. | Use of polycarboxylic acid compounds for the treatment of fibrious amino acid based substrates, especially hair |
| US10617617B1 (en) | 2018-12-04 | 2020-04-14 | Momentive Performance Materials Inc. | Polycarboxylic acid compounds for the treatment of fibrious amino acid based substrates, especially hair |
| CN115595134A (zh) * | 2021-07-09 | 2023-01-13 | 中国石油化工股份有限公司（Cn） | 用于净化与排液的药剂组合物及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1608686A (en) * | 1925-10-12 | 1926-11-30 | Henry C Nagel | Material and method for stimulating growth of hair |
| US3926650A (en) | 1970-11-16 | 1975-12-16 | Hoechst Ag | Foaming agent for plaster and cement compositions |
| US4324669A (en) | 1979-11-19 | 1982-04-13 | Halliburton Company | Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same |
| DE3712825A1 (de) * | 1987-04-15 | 1988-11-03 | Diamalt Ag | Gesamteiweiss-abbauprodukt |
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| US5147565A (en) | 1990-12-12 | 1992-09-15 | Halliburton Company | Foamed well cementing compositions and methods |
| US5133409A (en) | 1990-12-12 | 1992-07-28 | Halliburton Company | Foamed well cementing compositions and methods |
| US5332507A (en) | 1993-03-01 | 1994-07-26 | Nalco Chemical Company | Recovery of oil from waste oil fluids |
| US5458195A (en) | 1994-09-28 | 1995-10-17 | Halliburton Company | Cementitious compositions and methods |
| US5580378A (en) | 1994-12-19 | 1996-12-03 | Shulman; David M. | Lightweight cementitious compositions and methods of their production and use |
| US5588489A (en) | 1995-10-31 | 1996-12-31 | Halliburton Company | Lightweight well cement compositions and methods |
| US5696059A (en) | 1996-01-31 | 1997-12-09 | Halliburton Company | Methods of preventing well cement stress failure |
| US5897699A (en) | 1997-07-23 | 1999-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement compositions, additives and methods |
| US6063738A (en) | 1999-04-19 | 2000-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
| US6454004B2 (en) * | 1999-07-15 | 2002-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cementing casing strings in deep water offshore wells |
| US6367550B1 (en) * | 2000-10-25 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Service, Inc. | Foamed well cement slurries, additives and methods |
-
2002
- 2002-03-08 US US10/094,577 patent/US6555505B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-03-07 DE DE60308431T patent/DE60308431T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2003-03-07 EP EP03251379A patent/EP1342881B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-03-07 DK DK03251379T patent/DK1342881T3/da active
- 2003-03-07 NO NO20031053A patent/NO334462B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK1342881T3 (da) | 2006-10-23 |
| NO20031053D0 (no) | 2003-03-07 |
| DE60308431D1 (de) | 2006-11-02 |
| EP1342881B1 (en) | 2006-09-20 |
| US6555505B1 (en) | 2003-04-29 |
| DE60308431T2 (de) | 2007-03-29 |
| EP1342881A1 (en) | 2003-09-10 |
| NO20031053L (no) | 2003-09-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334462B1 (no) | Skummede, syrebehandlingsvæsker | |
| US7303019B2 (en) | Viscoelastic surfactant fluids and associated diverting methods | |
| CA2555098C (en) | Methods for effecting controlled break in ph dependent foamed fracturing fluid | |
| US3889753A (en) | Buffer regulated mud acid | |
| US4120356A (en) | Well-cleaning process using viscosified surfactant solutions | |
| US7299874B2 (en) | Viscoelastic surfactant fluids and associated methods | |
| RU2404223C2 (ru) | Композиции для обработки буровых скважин, содержащие пенные наполнители, и способы их применения | |
| US4071457A (en) | Oil recovery process using viscosified surfactant | |
| CA1086933A (en) | Method of acidizing an underground formation and a buffer-regulated mud acid for use in such method | |
| RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| US6986392B2 (en) | Recyclable foamed fracturing fluids and methods of using the same | |
| US7036590B2 (en) | Two stage subterranean zone fracturing fluids and methods | |
| US11248164B2 (en) | Enhanced high temperature crosslinked fracturing fluids | |
| US7159659B2 (en) | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods | |
| US7077219B1 (en) | Foamed treatment fluids and associated methods | |
| NO328673B1 (no) | Bronnhulls-behandlingsfluid og fremgangsmate for a behandle en underjordisk formasjon som gjennomtrenges av et borehull | |
| NO154764B (no) | Gel for behandling av underjordiske formasjoner. | |
| EP1212385A1 (en) | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems | |
| WO2008037971A1 (en) | Surfactant-based fluid loss control agents for surfactant gels and associated fluids and methods | |
| AU2015389879A1 (en) | Crosslinked fluid treatment and methods for fracturing underground formations based on flowback, production water, seawater, fresh water, and mixtures of same | |
| US7290614B2 (en) | Methods for effecting controlled break in pH dependent foamed fracturing fluid | |
| NO317392B1 (no) | Fremgangsmate for bryting av stabiliserte, viskositetsregulerte fluider | |
| EP2158289B1 (en) | Methods for stimulating oil or gas production | |
| US4237974A (en) | Method of controlling fluid loss in acidizing treatment of a subterranean formation | |
| CA2598073A1 (en) | Viscoelastic surfactant fluids and associated acidizing methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |