NO339629B1 - Anvendelse av vannløselige alkansulfonsyrer og fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon - Google Patents
Anvendelse av vannløselige alkansulfonsyrer og fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO339629B1 NO339629B1 NO20074283A NO20074283A NO339629B1 NO 339629 B1 NO339629 B1 NO 339629B1 NO 20074283 A NO20074283 A NO 20074283A NO 20074283 A NO20074283 A NO 20074283A NO 339629 B1 NO339629 B1 NO 339629B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- carbonate
- acid
- mineral oil
- water
- mixture
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 71
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 53
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims description 69
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims description 46
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 title claims description 23
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 title claims description 23
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 title claims description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 20
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 20
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 title claims description 18
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 10
- AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N Methanesulfonic acid Chemical compound CS(O)(=O)=O AFVFQIVMOAPDHO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 27
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 20
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 18
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 15
- 229940098779 methanesulfonic acid Drugs 0.000 claims description 11
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical group CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 8
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 4
- -1 HCI Chemical class 0.000 description 4
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AYJRCSIUFZENHW-UHFFFAOYSA-L barium carbonate Inorganic materials [Ba+2].[O-]C([O-])=O AYJRCSIUFZENHW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 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
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910006069 SO3H Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent 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
- FUGYGGDSWSUORM-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxystyrene Chemical compound OC1=CC=C(C=C)C=C1 FUGYGGDSWSUORM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100345345 Arabidopsis thaliana MGD1 gene Proteins 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 125000005529 alkyleneoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000008366 buffered solution Substances 0.000 description 1
- DLDJFQGPPSQZKI-UHFFFAOYSA-N but-2-yne-1,4-diol Chemical compound OCC#CCO DLDJFQGPPSQZKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PVEOYINWKBTPIZ-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid Chemical compound OC(=O)CC=C PVEOYINWKBTPIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGNYGVJOJNYJMS-UHFFFAOYSA-N but-3-enyl dihydrogen phosphate Chemical compound OP(O)(=O)OCCC=C AGNYGVJOJNYJMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KJLQJEWLKADPDQ-UHFFFAOYSA-N but-3-enylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CCC=C KJLQJEWLKADPDQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical group 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N ethenyl dihydrogen phosphate Chemical compound OP(O)(=O)OC=C BNKAXGCRDYRABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIWXSTHGICQLQT-UHFFFAOYSA-N ethenyl propanoate Chemical compound CCC(=O)OC=C UIWXSTHGICQLQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N isocrotonic acid Chemical compound C\C=C/C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-IHWYPQMZSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 150000002762 monocarboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N nitrilotriacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CC(O)=O MGFYIUFZLHCRTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000546 pharmaceutical excipient Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CC=C RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910000018 strontium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000020 sulfo group Chemical group O=S(=O)([*])O[H] 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- OHOTVSOGTVKXEL-UHFFFAOYSA-K trisodium;2-[bis(carboxylatomethyl)amino]propanoate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)C(C)N(CC([O-])=O)CC([O-])=O OHOTVSOGTVKXEL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
-
- 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
- Y10S166/00—Wells
- Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Hydrogenated Pyridines (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Description
Beskrivelse
Oppfinnelsen vedrører anvendelse av alkansulfonsyrer for å øke permeabiliteten av undergrunns jordoljeholdige og/eller gassførende karbonatbergartsformasjoner og for oppløsning av karbonatforurensninger og/eller forurensninger som inneholder karbonater under mineraloljeproduksjon, spesielt ved temperaturer på minst 100 °C.
Innenfor mineralolje- eller naturgassutvinning bores mineralske olje- og/eller naturgassførende bergartsførende bergartsformasjoner. Typiske bergartsformasjoner omfatter sandstenformasjoner og/eller karbonatformasjoner. I tilfellet av sandstenformasjoner er kvartspartiklene sammenkaket med andre materialer, inklusive karbonater. Selvfølgelig kan også karbonatholdige formasjoner ha et visst kvartsinnhold eller silikatinnhold.
På grunn av forskjellen mellom trykket i formasjonen og trykket i brønnen strømmer mineraloljen eller naturgassen gjennom fine kanaler, porer eller lignende i formasjonen til brønnen og føres derfra til overflaten. Trykket i formasjonen kan være av naturlig opprinnelse eller kan opprettholdes kunstig f.eks. ved hjelp av å presse inn vann, damp eller andre flytende eller gassformige media gjennom en injeksjonsbrønn.
For å sikre en lønnsom produksjonstakt for mineralolje og naturgass må porøsiteten av bergartsformasjonen nå en viss grad. Ofte er imidlertid porøsiteten av bergartsformasjonen for lav. På den ene side kan den naturlige porøsitet allerede være for lav; på den annen side kan imidlertid porer som i og for seg er tilstrekkelig store bli blokkert med partikler, f.eks. bergartspartikler under forløpet av tid. Det er derfor kjent at bergartsformasjonen kan hydraulisk desintegreres for å skape porer eller kanaler (også referert til som "fraktureringsbehandling" eller "frakturering").
Blokkeringer kan spesielt dannes av CaC03eller BaC03. I bergartsformasjonen oppløses en høyere konsentrasjon av kalsiumkarbonat i formasjonsvannet under de naturlig forekommende betingelser (høyt trykk, høy temperatur) eller normalbetingelser (1 bar, romtemperatur). Hvis formasjonsvannet mettet med CaC03går inn i soner med lav temperatur og/eller forholdsvis lavt trykk krystalliserer CaC03eller BaC03ut. Dette er f.eks. tilfellet i nærheten av produksjonslønnen. Som et resultat reduseres porøsiteten av formasjonen.
Videre avkjøles formasjonsvannet på vei mot jordoverflaten med et resultat at CaC03avleiringer eller BaC03avleiringer også dannes i selve brønnen. Også som et resultat av dette reduseres produktiviteten ved olje- eller gassproduksjonen.
Det er kjent at slike blokkeringer i brønnen eller i formasjonen kan elimineres ved hjelp av en syrebehandling (også referert til som "surgjørende behandling" eller "syrebehandling"). Videre kan nye kanaler eller porer også skapes i formasjonen ved hjelp av en syrebehandling. Videre detaljer i denne forbindelse er f.eks. beskrevet i Ullmanns Encyclopedia of Industrial Chemistry, 6. utg., 2000 Electronic Release, "Resources of Oil and Gas, 3.4.2. General Production Engineering".
F.eks. anvendes vandige løsninger av HF og/eller HCI som syrer for syrebehandlingen. HF er her selvfølgelig egnet for silikatformasjoner, og HCI anvendes spesielt for karbonatholdige formasjoner. Bruken av organiske syrer er imidlertid også beskrevet.
US 2005/16731 beskriver en metode for oppløsning av silikatmateriale i en sandstenformasjon av en mineraloljeforekomst, hvori en bufret løsning av en organisk syre først presses inn i formasjonen og en oppløsning omfattende HF tvinges inn først i et andre trinn. Den organiske syre kan f.eks. være maursyre, eddiksyre eller sitronsyre.
US 2004/9880 beskriver en blanding for behandling av sandstenformasjoner og som omfatter vann, en syrehydrolyserbar overflateaktiv substans, en uorganisk syre, f.eks. HCI, og en organisk syre. Den uorganiske syre kan f.eks. være saltsyre, svovelsyre eller salpetersyre, og den organiske syre kan f.eks. være maursyre, eddiksyre, sitronsyre eller metansulfonsyre. Behandlingen av karbonatholdige bergartsformasjoner er ikke beskrevet.
På grunn av det høye damptrykk er HCI ikke egnet for bruk ved forholdsvis høye temperaturer. Videre er HCI sterkt korrosivt spesielt ved forholdsvis høye temperaturer.
US 6 805 198 beskriver en metode for å øke permeabiliteten av undergrunnsbergartsformasjoner ved forholdsvis høye temperaturer, spesielt fra 92 °C til 204 °C, med bruken av organiske dikarboksylsyrer, som f.eks. oksalsyre, malonsyre eller adipinsyre. Dannelse av uønskede utfellinger, f.eks. av kalsium- oksalat kan imidlertid forekomme her. Videre kreves forholdsvis store mengder av de forholdsvis svake syrer.
WO 95/14641 beskriver alkansulfonsyre, spesielt som en blanding med andre syrer, som f.eks. amidosulfonsyre, for å fjerne kalkavleiringer, spesielt i husholdningen.
Det var et formål for oppfinnelsen å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonatformasjoner eller karbonatholdige formasjoner, som spesielt kan anvendes ved forholdsvis høye temperaturer. Videre var det et formål for oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte for å eliminere karbonatholdige avleiringer og blokkeringer, uansett typen av den omgivende formasjon.
Følgelig vedrører oppfinnelsen i et første aspekt anvendelse av vannoppløselige alkansulfonsyrer, foretrukket metansulfonsyre, for å øke permeabiliteten av undergrunnsmineralolje- og/eller naturgassførende karbonat bergartsformasjoner.
I et andre aspekt av oppfinnelsen ble det funnet frem til anvendelse av vannoppløselig alkansulfonsyrer for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon.
I et tredje aspekt av oppfinnelsen ble det funnet frem til en fremgangsmåte å øke permeabiliteten av karbonat- og/eller karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon, hvori en sur blanding presses gjennom minst én brønn inn i bergartsformasjonen, hvori den sure blanding er minst en vannoppløselig alkansulfonsyre eller en vandig blanding omfattende alkansulfonsyrer.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er de nevnte formasjoner bergartsformasjoner med en temperatur på minst 100 °C.
Med hensyn til oppfinnelsen kan det følgende spesifikt angis.
Betegnelsen "karbonatbergartsformasjon" er i prinsippet kjent for den fagkyndige. Karbonatbergartsformasjoner omfatter hovedsakelig CaCb og/eller MgC03f.eks. i form av magnesitt, dolomitt, kalksten, kritt eller aragonitt. Ytterligere karbonater som f.eks. SrC03eller BaC03kan selvfølgelig også være til stede. Bergartsformasjonene kan selvfølgelig også omfatte forurensninger eller kan være blandet med andre bergartsformasjoner, f.eks. silikatformasjoner.
Betegnelsen "karbonatbergartsformasjon" er også ment å omfatte karbonatholdige bergartsformasjoner hvori andre mineraler danner hovedbestanddelen, men som omfatter i det minste små mengder karbonater som spesielt CaC03og/eller MgCCtø, ofte i amorfe eller dårlig krystalliserte former. Karbonatholdige bergartsformasjoner omfatter som en regel minst 1 vekt%, foretrukket minst 2 vekt%, spesielt foretrukket minst 5 vekt% og meget spesielt foretrukket minst 10 vekt% karbonater, i hvert tilfelle basert på summen av alle komponenter. Silikatformasjoner hvori silikat- og/eller kvartspartikler kan være sammenkaket ved hjelp av karbonat kan nevnes som et eksempel.
"Karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon" er uønskede avleiringer av disse materialer som kan forekomme i alle trinn av mineraloljeproduksjon fra formasjonen til mineraloljefyllingsinstallasjoner. Disse kan f.eks. være forurensninger i bergartsformasjoner. De kan også være karbonatavleiringer på formasjonsoverflaten. Slike forurensninger er f.eks. filterkaker av CaCCb som dannes under boreprosessen og som må fjernes igjen etter boreprosessen. Karbonatavleiringer kan også dannes når formasjonen skades ved uforutsett penetrasjon av borefluider omfattende kalsiumkarbonat. De kan også være karbonatavleiringer på formasjonsoverflaten som dannes som et resultat av utfelling (bevirket ved trykk- eller temperaturreduksjon) fra den vandige fase i formasjonen. Disse formasjoner behøver ikke være karbonatformasjoner, men kan også f.eks. være silikatformasjoner.
Karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger kan også dannes utenfor formasjonen under forløpet av mineraloljeproduksjonen. Spesielt kan det her nevnes injeksjonsbrønner eller produksjonsbrønner, installasjoner ved mineraloljeproduksjonssetet, som f.eks. vann/olje separasjonsenheter, mineraloljerørledninger eller lignende.
Ifølge oppfinnelsen anvendes vannoppløselige alkansulfonsyrer. Selvfølgelig kan det også anvendes blandinger av forskjellige alkansulfonsyrer. Alkansulfonsyrer har den generelle formel R<1->S03H, hvori R<1>er et rettkjedet, forgrenet eller syklisk alkylradikal. Den fagkyndige velger radikalet med den betingelse at alkansulfonsyren fremdeles skal ha tilstrekkelig oppløselighet i vann. Denne avhenger også selvfølgelig av konsentrasjonen bestemt for den respektive anvendelse. Som en regel er R<1>et rettkjedet eller forgrenet C1-C6alkylradikal, foretrukket et C1-C4alkylradikal.
Metansulfonsyre (forkortet til MSA, formel: CH3-SO3H) anvendes spesielt for denne prosedyre. Metansulfonsyre er en meget sterk syre (pKa: -2) men i motsetning til HCI eller maursyre har den bare et lavt damptrykk. Den er derfor meget spesielt egnet også for bruk ved forholdsvis høye temperaturer. Metansulfonsyre kan fordelaktig anvendes for behandlingen av bergartsformasjoner med en temperatur på minst 60 °C, spesielt fra 60 til 250 °C. Temperaturen av bergartsformasjonen som skal behandles er foretrukket fra 100 til 240 °C, spesielt foretrukket fra 120 til 230 °C, meget spesielt foretrukket fra 140 til 220 °C og f.eks. fra 160 til 220 °C. Den kan selvfølgelig også anvendes ved lavere temperaturer, f.eks. en temperatur fra 20 °C.
Ren 100 % sterk MSA kan anvendes. Foretrukket anvendes imidlertid en sur vandig oppløsning eller sammensetning av MSA. Løsningsmiddelet er
foretrukket vann, men små mengder organiske, vannblandbare løsningsmidler kan også være til stede. Disse kan spesielt være alkoholer, f.eks. metanol, etanol eller propanol. Som en regel er vannmengden minst 80 vekt%, foretrukket 90 vekt% og spesielt foretrukket minst 95 vekt%, i hvert tilfelle basert på den totale mengde av alle anvendte løsningsmidler.
Konsentrasjonen av MSA i oppløsningen eller blandingen velges av den fagkyndige ifølge den ønskede anvendelse. En konsentrasjon på minst 5 vekt%, foretrukket minst 10 vekt%, spesielt foretrukket minst 20 vekt% og meget spesielt foretrukket minst 50 vekt%, i hvert tilfelle basert på summen av alle komponentene i oppløsningen eller blandingen, har imidlertid vist seg nyttig. F.eks. kan konsentrasjonen være fra 65 til 75 vekt%.
Ifølge oppfinnelsen kan MSA spesielt fordelaktig anvendes som den eneste syre. Det er imidlertid selvfølgelig og mulig å anvende den i kombinasjon med andre syrer. Lettflyktige syrer bør imidlertid ikke anvendes, spesielt ved høye anvendelsestemperaturer. Spesielt bør en blanding anvendt ifølge oppfinnelsen ikke omfatte HCI og/eller HF eller HF forløper ved anvendelsestemperaturer høyere enn 150 °C. Eksempler på ytterligere syrer omfatter også organiske syrer, f.eks. p-toluensulfonsyre.
Foretrukne syrekombinasjoner omfatter synergistiske blandinger av alkansulfonsyre, spesielt MSA med svovelsyrederivater.
En kombinasjon av MSA med amidosulfonsyre H2N-SO3H er spesielt foretrukket. Det ble overraskende funnet at blandinger av MSA og amidosulfonsyre fører til akselerert oppløsning av CaCCb. Her bør MSA/amidosulfonsyre forholdet som en regel være fra 50:1 til 1:50, foretrukket 10:1 til 1:10, spesielt foretrukket fra 5:1 til 1:3 og meget spesielt foretrukket fra 4:1 til 1:1.
I en ytterligere foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen kan syren anvendes i kombinasjon med minst en vannoppløselig korrosjonsinhibitor. Den
fagkyndige er kjent med korrosjonsinhibitorer og gjør et passende valg ifølge den ønskede anvendelse. Selvfølgelig kan også blandinger av forskjellige korrosjonsinhibitorer anvendes. Innholdet av korrosjonsinhibitorer velges av den fagkyndige alt etter den ønskede anvendelse. Eksempler på egnede vannoppløselige korrosjonsinhibitorer omfatter alkynderivater, f.eks. propagylalkohol eller 1,4-butyndiol.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er de nevnte derivater alkoksylerte alkynderivater med den generelle formel:
hvori radikalene R<2>i hvert tilfelle uavhengig av hverandre er H eller metyl og
indeksene n og n' er uavhengig av hverandre fra 1 til 10. Det er for den fagkyndige kjent at slike alkoksygrupper spesielt kan oppnås ved oksyalkylering eller ved å gå ut fra industrielle polyglykoler. De nevnte verdier for n er således gjennomsnittlige kjedelengder og den gjennomsnittlige verdi behøver selvfølgelig ikke være et naturlig tall men kan være et hvilket som helst ønsket rasjonelt tall. n og n' er foretrukket et tall fra 1 til 3.
Alkylenoksygruppene kan eksklusivt være grupper avledet fra etylenoksidenheter eller eksklusive grupper avledet fra propylenoksid. De kan imidlertid selvfølgelig også være grupper som har både etylenoksidenheter og propylenoksidenheter. Polyoksyetylenenheter foretrekkes.
Ytterligere foretrukne korrosjonsinhibitorer for utøvelse av den foreliggende oppfinnelse er polymere korrosjonsinhibitorer. Disse er spesielt vannoppløselige-eller vanndispergerbare hovedsakelig ikke-tverrbundne homo- eller kopolymerer som omfatter minst 50 vekt% (met)akrylsyreenheter. Polymerene omfatter videre foretrukket ytterligere sure monomerer til forskjell fra metakrylsyre.
Spesielt kan de være vannoppløselige eller i det minste vanndispergerbare polymerer som er sammensatt av de følgende komponenter:
(A) fra 50 til 99,9 vekt% metakrylsyre,
(B) fra 0,1 til 50 vekt% av minst en ytterligere etylenumettet monomer forskjellig
fra metakrylsyre og som har minst en sur gruppe, og
(C) fra 0 til 30 vekt% av andre etylenumettede komonomerer som er kopolymeriserbare med (A) og (B).
De angitte mengder er i hvert tilfelle basert på den totale mengde av alle bestanddeler av polymeren. Mengden av (A) er foretrukket fra 50 til 90 vekt%, mengden av (B) er fra 10 til 50 vekt% og mengden av (C) er fra 0 til 20 vekt%.
Komonomerene (B) må være kopolymeriserbare med metakrylsyre og hvis det passer, med ytterligere komonomerer. De sure grupper kan likeledes være karboksylatgrupper men kan også være andre sure grupper, som f.eks. fosforsyre-, fosfonsyre- eller sulfonsyregrupper. Selvfølgelig kan det også anvendes et flertall forskjellige komonomerer (B) med sure grupper.
Eksempler på komonomerer (B) omfatter syrer med COOH grupper og med den generelle formel R<3>HC=CH-(CH2)n-COOH, hvori n = 1 til 8 og R3 = H eller Ci til C3som f.eks. vinyleddiksyre, krotonsyre eller isokrotonsyre, umettede syrer med to COOH grupper, som f.eks. maleinsyre eller fumarsyre, syrer med fosfonsyre-grupper, som vinylfosfonsyre, allylfosfonsyre eller 3-butenylfosfonsyre, syrer med fosforsyregrupper som f.eks. monovinylfosfat, monoallylfosfat, mono-3-butenyl-fosfat eller fosfonoksyetyl(met)akrylat, eller syrer med sulfonsyregrupper, som f.eks. styrensulfonsyre. Eksempler på spesielt egnede komonomerer (B) omfatter maleinsyre, fumarsyre og vinylfosfonsyre.
Komonomerene (C) omfatter en etylenumettet gruppe men omfatter ikke noen sure grupper. Eksempler på slike monomerer omfatter olefiner, som etylen, propylen eller styren, estere av vinylalkohol og monokarboksylsyre, spesielt vinylacetat eller vinylpropionat, og videre spesielt (met)akrylater med et meget bredt område av alkoholradikaler, som f.eks. metyl(met)akrylat, etyle(met)akrylat, n-butyl(met)akrylat eller 2-etylheksyl(met)akrylat. De kan videre være monomerer med OH-grupper som f.eks. p-vinylfenol eller spesielt etoksylert eller propoksylert metakrylsyre.
Polymerer av nevnte type og deres fremstilling er beskrevet i detalj f.eks. i WO 04/74372, side 3 til side 18.
Blandingen kan selvfølgelig også omfatte konvensjonelle tilsetningsstoffer og hjelpestoffer som er typiske for en syrebehandling av olje- eller gassførende bergartsformasjoner. Eksempler på slike hjelpestoffer omfatter f.eks. polymerer for å øke viskositeten, surfaktanter, skumdannende midler eller skumbrytere, oksiderende midler, enzymer, hjelpestoffer for å redusere friksjonen eller for å kontrollere parafinutfellinger og biocider. I tillegg kan kompleksdannende midler som f.eks. nitrilotrieddiksyre (NTA), etylendiamintetraeddiksyre (EDTA), dietylentriaminpentaeddiksyre (DTPA), hydroksyetyletylendiamintrieddiksyre (HEDTA), eller metylglycendieddiksyre (MGDA) foretrukket anvendes som hjelpestoffer. Innholdet av tilsetningsstoffer velges av den fagkyndige ifølge den ønskede anvendelse.
For gjennomføring av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen presses den sure blanding på en i prinsippet kjent måte gjennom i det minste en vegg inn i bergartsformasjonen. Denne kan være en produksjonsbrønn eller en injeksjons-brønn. I tilfellet av produksjonsbrønn er den en brønn hvorigjennom mineralolje eller naturgass også trekkes ut. Injeksjonsbrønnen tjener for å presse inn overfyllingsmedia for å opprettholde trykket i forekomsten. En behandling av injeksjonsbrønnen reduserer trykkfallet når overfyllingsmediet presses inn og bidrar således også fordelaktig til høyere produktivitet.
I tilfellet av syrebehandlingen oppløses karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger og/eller det dannes også nye kanaler eller porer i formasjonen.
Hvis bare forurensninger i en produksjons- og/eller injeksjonsbrønn skal oppløses er det tilstrekkelig å behandle brønnen med den sure blanding.
Innvirkningstiden bestemmes av den fagkyndige ifølge de lokale forhold ved det respektive boresetet. Den er f.eks. avhengig av typen av behandling eller av de avleiringer og/eller forurensninger som skal fjernes og av konsentrasjonen av syren. Innvirkningstiden kan være fra noen få minutter til flere dager.
Syrebehandlingen ifølge oppfinnelsen kan også fordelaktig kombineres med en hydraulisk frakturering av formasjonen. Her kan det først gjennomføres frakturering av formasjonen ved hjelp av et hvilket som helst ønsket overfyllingsmedium, f.eks. vann. Hydraulisk frakturering kan imidlertid også gjennomføres med selve den sure blanding som anvendes ifølge oppfinnelsen. Om en enkel syrebehandling uten hydraulisk frakturering av formasjonen eller en kombinert frakturering/syrebehandling gjennomføres kan på en i prinsippet kjent måte bestemmes av den fagkyndige og ved valget av det trykk med hvilken den sure blanding presses inn i formasjonen.
De følgende eksempler skal forklare oppfinnelsen mer detaljert:
Eksempel: Oppløsningstakt for CaC03
10 ml syre ble tilsatt til 240 ml av en 0,104 molar CaC03suspensjon under betingelsene angitt i tabell 1 og tiden for fullstendig oppløsning av CaC03ble målt. De respektive syrer ble anvendt i et ekvimolart forhold. Verdiene ble i hvert tilfelle bestemt med og uten omrøring. Dataene er oppført i de følgende tabeller 1.
Temperatur: 23 °C
Temperatur: 40 °C
Temperatur: 68 °C
Eksempel 2: Sammenligning mellom korrosjonstaktene for saltsyre og metansulfonsyre.
Korrosjonstakten ble bestemt ved innvirkningen av syre på et stålprøvestykke. Det anvendte prøvestykket var stål med materialnummer 1.0425.
Materialet fjernet per arealenhet ble bestemt ved veining før og etter innvirkningen av syren (se tabell 2):
Eksempel 3: Korrosjonstakter av saltsyre og metansulfonsyre i nærvær av inhibitorer
Følgende inhibitorer ble anvendt for testene:
Korrosjonstaktene ble bestemt som beskrevet i eksempel 2. Resultatene er i hvert tilfelle oppført i de følgende tabeller 3 og 4.
Eksempel 4: Synergistisk effekt mellom metansulfonsyre og amidosulfonsyre
35 ml av syreblandingen nevnt i den nedenstående tabell 5 ble tilsatt til 215 ml av en CaC03suspensjon (0,104 mol/l) ved en temperatur på 68 °C og tiden til
fullstendig oppløsning av CaCCbble målt. Resultatene er oppført i tabell 5 og vist grafisk i fig. 1.
Resultatene av eksemplene og sammenligningseksemplene viser at MSA har vesentlig bedre egenskaper i oppløsning av karbonatmaterialer ved forholdsvis høye temperaturer HCI eller HCOOH. Mens forskjellene ved romtemperatur likevel ikke er så uttalt, er forskjellene ved 68 °C, dvs. typiske temperaturer av bergartsformasjoner, meget uttalt. På grunn av den mer hurtige oppløsning behøver mineraloljeproduksjonen da heller ikke å avbrytes for så lang tid for en syrebehandling.
Ved forlenget innvirkning av saltsyre kan korrosjonen ikke stanses selv med tilsetning av korrosjonsinhibitorer. Metansulfonsyre er også vesentlig mindre korrosiv enn saltsyre endog uten inhibitorer, selv om den er en sterk syre. Ved tilsetning av bare små mengder inhibitor kan korrosjonen virtuelt fullstendig undertrykkes.
Claims (21)
1. Anvendelse av vannoppløselige alkansulfonsyrer for å øke permeabiliteten av undergrunns karbonat- og/eller karbonatholdige mineralolje-og/eller naturgass-førende bergartsformasjoner.
2. Anvendelse av vannoppløselige alkansulfonsyrer for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon.
3. Anvendelse ifølge krav 2,
karakterisert vedat
forurensningene er karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i formasjonen.
4. Anvendelse ifølge krav 1,
karakterisert vedat
forurensningene er karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger på formasjonsoverflaten.
5. Anvendelse ifølge krav 1, 3 eller 4,
karakterisert vedat
temperaturen av bergartsformasjonen er minst 100 °C.
6. Anvendelse ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 5,karakterisert vedat
det anvendes en vandig blanding med et innhold på minst 20 vekt% alkansulfonsyre.
7. Anvendelse ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 6,karakterisert vedat
det anvendes alkansulfonsyre som en blanding med minst én korrosjonsinhibitor.
8. Anvendelse ifølge krav 7,
karakterisert vedat
korrosjonsinhibitoren er et alkoksylert alkynderivat med den generelle formel hvori radikalene R<2>i hvert tilfelle uavhengig av hverandre er H eller metyl og indeksene n og n' uavhengig av hverandre er fra 1 til 10.
9. Anvendelse ifølge krav 7,
karakterisert vedat
korrosjonsinhibitoren er minst én homo- eller kopolymer som omfatter minst 50 vekt% (met)akrylsyreenheter.
10. Anvendelse ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 9,karakterisert vedat
alkansulfonsyren anvendes som en synergistisk blanding med amidosulfonsyre.
11. Anvendelse ifølge hvilket som helst av kravene 1 til 10,karakterisert vedat
alkansulfonsyren er metansulfonsyre.
12. Fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonat- og/eller karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon, hvori en sur blanding presses gjennom minst én brønn inn i bergartsformasjonen, hvori den sure blanding er minst en vannoppløselig alkansulfonsyre eller en vandig blanding omfattende alkansulfonsyrer.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat
brønnen er en produksjonsbrønn.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat
brønnen er en injeksjonsbrønn.
15. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 12 til 14,karakterisert vedat
temperaturen er minst 100 °C.
16. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 12 til 15,karakterisert vedat
det anvendes en vandig oppløsning med et innhold på minst 20 vekt% alkansulfonsyre.
17. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 12 til 16,karakterisert vedat
alkansulfonsyren anvendes som en blanding med minst én korrosjonsinhibitor.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert vedat
korrosjonsinhibitoren er et alkoksylert alkynderivat med den generelle formel
hvori radikalene R<2>i hvert tilfelle uavhengig av hverandre er H eller metyl og indeksene n og n' uavhengig av hverandre er fra 1 til 10.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert vedat
korrosjonsinhibitoren er minst en homo- eller kopolymer som omfatter minst 50 vekt% (met)akrylsyreenheter.
20. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 12 til 19,karakterisert vedat
alkansulfonsyren anvendes som en synergistisk blanding med amidosulfonsyre.
21. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 12 til 20,karakterisert vedat
alkansulfonsyren er metansulfonsyre.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE200510010564 DE102005010564A1 (de) | 2005-03-04 | 2005-03-04 | Verwendung von wasserlöslichen Alkanssulfonsäuren zur Erhöhung der Permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden Gesteinsformationen und zum Lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen Verunreinigungen bei der Erdölförderung |
| DE102005044034 | 2005-09-14 | ||
| PCT/EP2006/060438 WO2006092438A1 (de) | 2005-03-04 | 2006-03-03 | Verwendung von wasserlöslichen alkansulfonsäuren zur erhöhung der permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden gesteinsformationen und zum lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen verunreinigungen bei der erdölförderung |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20074283L NO20074283L (no) | 2007-11-19 |
| NO339629B1 true NO339629B1 (no) | 2017-01-16 |
Family
ID=36501903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20074283A NO339629B1 (no) | 2005-03-04 | 2007-08-22 | Anvendelse av vannløselige alkansulfonsyrer og fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7638469B2 (no) |
| EP (1) | EP1859125B1 (no) |
| CN (1) | CN101133135B (no) |
| AT (1) | ATE415544T1 (no) |
| BR (1) | BRPI0608118B8 (no) |
| CA (1) | CA2599211C (no) |
| DE (1) | DE502006002198D1 (no) |
| DK (1) | DK1859125T3 (no) |
| EA (1) | EA013605B1 (no) |
| MX (1) | MX2007009943A (no) |
| NO (1) | NO339629B1 (no) |
| UA (1) | UA88684C2 (no) |
| WO (1) | WO2006092438A1 (no) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6936639B2 (en) * | 2002-08-21 | 2005-08-30 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Department Of Health And Human Services | Nitroxyl progenitors in the treatment of heart failure |
| US7753123B2 (en) | 2006-12-06 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| AU2011200525B8 (en) | 2010-12-17 | 2016-10-13 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs |
| CA2823106C (en) | 2011-01-19 | 2019-02-19 | Rhodia Operations | Families of scale-inhibitors having different absorption profiles and their application in oilfield |
| CN103429698B (zh) * | 2011-03-02 | 2016-05-11 | 巴斯夫欧洲公司 | 烷烃磺酸微胶囊及它们在深井中的用途 |
| US8863841B2 (en) * | 2011-03-02 | 2014-10-21 | Basf Se | Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells |
| MY165223A (en) | 2011-04-14 | 2018-03-13 | Basf Se | Method of dissolving and/or inhibiting the deposition of scale on a surface of a system |
| EP2647688A1 (de) * | 2012-04-03 | 2013-10-09 | Basf Se | Verfahren zum Lösen von Erdalkalimetallsulfate umfassenden Ablagerungen |
| CN102816277B (zh) * | 2012-06-29 | 2016-05-04 | 扬州润达油田化学剂有限公司 | 酸化用聚多元羧酸的制备方法 |
| WO2015069681A1 (en) * | 2013-11-07 | 2015-05-14 | Shell Oil Company | Thermally activated strong acids |
| CA2944676A1 (en) | 2014-04-11 | 2015-10-15 | Basf Se | Process for acidizing using retarded acid formulations |
| US9676706B2 (en) | 2014-10-17 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low pH metal-free preparation of aminated organic acid |
| CA2892877A1 (en) * | 2015-05-28 | 2016-11-28 | Fluid Energy Group Ltd. | Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2892895A1 (en) * | 2015-05-28 | 2016-11-28 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel organic acid compositions for use in the oil and gas industry |
| MX2017013659A (es) | 2015-06-01 | 2018-03-15 | Halliburton Energy Services Inc | Fluidos de tratamiento para uso en la extraccion de materiales solubles en acido en formaciones subterraneas. |
| BR112019005766A2 (pt) * | 2016-09-26 | 2019-06-18 | Baker Hughes A Ge Co Llc | processo e composição para remoção de sulfetos de metal |
| WO2018086984A1 (en) | 2016-11-10 | 2018-05-17 | Basf Corporation | Process for increasing the production of hydrocarbons from hydrocarbon bearing reservoirs |
| CN106522885A (zh) * | 2016-12-21 | 2017-03-22 | 崔虹雯 | 一种采油过程中油井的清蜡方法 |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| CA3028226A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel alkylsulfonic acid compostions |
| CA3028229A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| US20200270514A1 (en) * | 2019-02-26 | 2020-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Well treatment methods |
| CA3153304A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| WO2021233781A1 (en) * | 2020-05-20 | 2021-11-25 | Nouryon Chemicals International B.V. | Acidizing treatment fluid for delayed acidification in the oil field industry |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| MX2021003594A (es) * | 2021-03-26 | 2021-09-30 | Chemiservis S A De C V | Formulacion sintetica acida y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio para prevenir la formacion de incrustaciones en la industria petrolera. |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030111225A1 (en) * | 2001-09-07 | 2003-06-19 | Tianping Huang | Organic acid system for high temperature acidizing |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3030311A (en) * | 1959-08-24 | 1962-04-17 | Dow Chemical Co | Mineral acid inhibitors |
| US4332688A (en) * | 1976-12-22 | 1982-06-01 | Texaco Inc. | Aqueous acid solution containing an acrylamido alkanesulfonic acid polymer |
| GB2110744B (en) * | 1981-12-02 | 1985-09-18 | Halliburton Co | Method and compositions for acidizing subterranean formations |
| CN1050029A (zh) * | 1985-09-10 | 1991-03-20 | 鲁布里佐尔公司 | 使用含酰胺基磺酸(或)盐的单体制备均聚物及共聚物作为液体流失剂的应用及用法 |
| EP0233533B1 (en) * | 1986-02-18 | 1990-11-14 | American Cyanamid Company | Mobility control reagents with superior thermal stability |
| US5366643A (en) * | 1988-10-17 | 1994-11-22 | Halliburton Company | Method and composition for acidizing subterranean formations |
| EP0656417B1 (en) * | 1993-11-29 | 2000-02-09 | The Procter & Gamble Company | Limescale removal compositions |
| DZ1837A1 (fr) * | 1993-12-15 | 2002-02-17 | Albright & Wilson | Surfactants structures. |
| CN1070257C (zh) * | 1998-10-22 | 2001-08-29 | 韩乾坤 | 周期性负压配合酸化的井处理方法 |
| US6929070B2 (en) | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| US7059414B2 (en) | 2003-07-22 | 2006-06-13 | Bj Services Company | Acidizing stimulation method using a pH buffered acid solution |
-
2006
- 2006-03-03 CA CA2599211A patent/CA2599211C/en active Active
- 2006-03-03 CN CN200680007039XA patent/CN101133135B/zh active Active
- 2006-03-03 MX MX2007009943A patent/MX2007009943A/es active IP Right Grant
- 2006-03-03 UA UAA200710992A patent/UA88684C2/uk unknown
- 2006-03-03 EP EP06708628A patent/EP1859125B1/de active Active
- 2006-03-03 BR BRPI0608118A patent/BRPI0608118B8/pt active IP Right Grant
- 2006-03-03 WO PCT/EP2006/060438 patent/WO2006092438A1/de not_active Application Discontinuation
- 2006-03-03 EA EA200701784A patent/EA013605B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-03-03 DK DK06708628T patent/DK1859125T3/da active
- 2006-03-03 DE DE502006002198T patent/DE502006002198D1/de active Active
- 2006-03-03 AT AT06708628T patent/ATE415544T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-03-03 US US11/817,698 patent/US7638469B2/en active Active
-
2007
- 2007-08-22 NO NO20074283A patent/NO339629B1/no unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030111225A1 (en) * | 2001-09-07 | 2003-06-19 | Tianping Huang | Organic acid system for high temperature acidizing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20074283L (no) | 2007-11-19 |
| US7638469B2 (en) | 2009-12-29 |
| WO2006092438A1 (de) | 2006-09-08 |
| ATE415544T1 (de) | 2008-12-15 |
| DK1859125T3 (da) | 2009-03-23 |
| CA2599211C (en) | 2013-05-14 |
| CA2599211A1 (en) | 2006-09-08 |
| DE502006002198D1 (de) | 2009-01-08 |
| CN101133135B (zh) | 2012-02-15 |
| MX2007009943A (es) | 2008-01-30 |
| US20080153718A1 (en) | 2008-06-26 |
| BRPI0608118B1 (pt) | 2016-10-11 |
| BRPI0608118A2 (pt) | 2010-11-09 |
| EP1859125B1 (de) | 2008-11-26 |
| EA013605B1 (ru) | 2010-06-30 |
| UA88684C2 (uk) | 2009-11-10 |
| EA200701784A1 (ru) | 2008-04-28 |
| CN101133135A (zh) | 2008-02-27 |
| EP1859125A1 (de) | 2007-11-28 |
| BRPI0608118B8 (pt) | 2017-03-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO339629B1 (no) | Anvendelse av vannløselige alkansulfonsyrer og fremgangsmåte for å øke permeabiliteten av karbonatholdige mineralolje- og/eller naturgassførende undergrunns bergartsformasjoner og/eller for oppløsning av karbonat- og/eller karbonatholdige forurensninger i mineraloljeproduksjon | |
| EP3265548B1 (en) | Foam assisted liquid removal using alcohol ether sulfonates | |
| DK2970748T3 (en) | Foaming agents for liquid removal | |
| EP1639228B1 (en) | Method for stimulating an oilfield comprising using different scale-inhibitors | |
| EP2970742B1 (en) | Composition and method for remediation of near wellbore damage | |
| WO2012171858A1 (en) | Process to fracture a subterranean formation using a chelating agent | |
| RU2611088C2 (ru) | Десорбенты для улучшенного извлечения нефти | |
| NO313714B1 (no) | Fremgangsmåte for ökning av effektiviteten av produksjonskjemkalier | |
| WO2015154977A1 (en) | Process for acidizing using retarded acid formulations | |
| NO341276B1 (no) | Brønnbehandling | |
| WO2020081749A1 (en) | Crosslinked polymers for use in crude oil recovery | |
| AU2006274668A1 (en) | Scale inhibiting well treatment | |
| US20170362498A1 (en) | Use of mgda as additive in processes for recovering crude oil and/or gas from subterranean formations | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| RU2709261C2 (ru) | Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи | |
| CA1199783A (en) | Method for recovering oil from an underground deposit | |
| DE102005010564A1 (de) | Verwendung von wasserlöslichen Alkanssulfonsäuren zur Erhöhung der Permeabilität von unterirdischen, carbonatischen erdöl- und/oder erdgasführenden Gesteinsformationen und zum Lösen von carbonatischen und/oder carbonathaltigen Verunreinigungen bei der Erdölförderung | |
| US20170292355A1 (en) | Process of recovering oil | |
| US20220089937A1 (en) | Polyoxopolyamine desorbents for enhanced oil recovery | |
| US20120322699A1 (en) | Method of Preventing Scale Formation During Enhanced Oil Recovery |