RU2014107699A - Жидкость для ремонта скважины и способ ремонта скважины с помощью жидкости - Google Patents
Жидкость для ремонта скважины и способ ремонта скважины с помощью жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014107699A RU2014107699A RU2014107699/03A RU2014107699A RU2014107699A RU 2014107699 A RU2014107699 A RU 2014107699A RU 2014107699/03 A RU2014107699/03 A RU 2014107699/03A RU 2014107699 A RU2014107699 A RU 2014107699A RU 2014107699 A RU2014107699 A RU 2014107699A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salts
- esters
- acid
- fluid
- compound selected
- Prior art date
Links
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
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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
1. Жидкость для ремонта скважин, полученная путем объединения компонентов, включающих:жидкость на водной основе, содержащую сульфат-ионы в концентрации, превышающей 50 мг/л;хелатирующий агент; икислоту в количестве, достаточном, для получения жидкости для ремонта скважины, имеющей рН 4,5 или менее.2. Жидкость по п. 1, где жидкость на водной основе включает морскую воду.3. Жидкость по п. 1, где концентрация сульфат-ионов превышает 200 мг/л.4. Жидкость по п. 1, где жидкость на водной основе имеет суммарную жесткость, как СаСО, больше, чем 1000 мг/л.5. Жидкость по п. 1, где кислота содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из HCl, уксусной кислоты или муравьиной кислоты.6. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из неорганических полифосфатов или полифосфоновых кислот или солей или сложных эфиров.7. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из фосфатов кальция, полифосфатов магния или полифосфатов натрия.8. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты) или ее солей или эфиров, нитрилотриметиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, этилендиамингидроксидифосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, этилендиамин-тетраметиленфосфоновой кислоты или ее солей или сложных эфиров, или бис-(гексаметилентриаминопента)этиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров.9. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты)или ее солей или эф�
Claims (25)
1. Жидкость для ремонта скважин, полученная путем объединения компонентов, включающих:
жидкость на водной основе, содержащую сульфат-ионы в концентрации, превышающей 50 мг/л;
хелатирующий агент; и
кислоту в количестве, достаточном, для получения жидкости для ремонта скважины, имеющей рН 4,5 или менее.
2. Жидкость по п. 1, где жидкость на водной основе включает морскую воду.
3. Жидкость по п. 1, где концентрация сульфат-ионов превышает 200 мг/л.
4. Жидкость по п. 1, где жидкость на водной основе имеет суммарную жесткость, как СаСО3, больше, чем 1000 мг/л.
5. Жидкость по п. 1, где кислота содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из HCl, уксусной кислоты или муравьиной кислоты.
6. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из неорганических полифосфатов или полифосфоновых кислот или солей или сложных эфиров.
7. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из фосфатов кальция, полифосфатов магния или полифосфатов натрия.
8. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты) или ее солей или эфиров, нитрилотриметиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, этилендиамингидроксидифосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, этилендиамин-тетраметиленфосфоновой кислоты или ее солей или сложных эфиров, или бис-(гексаметилентриаминопента)этиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров.
9. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты)или ее солей или эфиров.
10. Жидкость по п. 1, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из бис(гексаметилентриаминопента)этиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров.
11. Жидкость по п. 1, где источник боратных ионов не используется в количестве, эффективном для использования в качестве сшивающего агента в жидкости для ремонта скважин.
12. Жидкость по п. 1, где галактоманнановая смола не используется в количестве, эффективном для использования в качестве загустителя жидкости для ремонта скважин.
13. Жидкость по п. 1, где жидкость для ремонта скважин не включает расклинивающий агент.
14. Жидкость по п. 1, где жидкость для ремонта скважин смешана с по меньшей мере одним дополнительным соединением, выбранным из неэмульгирующих агентов, загустителей, поверхностно-активных веществ, добавок, стабилизирующих глину, биополимерных разрушаемых добавок, контролирующих потерю жидкости или высокотемпературные стабилизаторы.
15. Способ ремонта скважин, включающий:
объединение хелатирующего агента, кислоты и жидкости на водной основе, содержащей сульфат-ионы в концентрации, превышающей 50 мг/л для образования кислой жидкости для ремонта скважины;
и введение кислой жидкости для ремонта скважины в скважину таким образом, чтобы стимулировать образование скважины, тем самым увеличивая концентрацию многовалентных катионов в жидкости для ремонта скважины,
где концентрация хелатирующего агента является достаточной для того, чтобы препятствовать реакции повышенного образования многовалентных катионов с ионами сульфата и уменьшить количество осадка, полученного в результате реакции в скважине, по отношению к количеству осадка, который в противном случае образовывался бы, если хелатирующий агент не присутствовал.
16. Способ по п. 15, где концентрация сульфат-ионов превышает 200 мг/л.
17. Способ по п. 15, где жидкость для ремонта скважины имеет рН 4,5 или менее.
18. Способ по п. 17, где жидкость на водной основе содержит морскую воду.
19. Способ по п. 15, где кислота включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из HCl, уксусной кислоты или муравьиной кислоты.
20. Способ по п. 15, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из неорганических полифосфатов или полифосфоновых кислот или их солей или эфиров.
21. Способ по п. 15, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метилен фосфоновой кислоты) или ее солей или эфиров, нитрилотриметиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, этилендиамингидроксидифосфоновой кислоты или ее солей или эфиров, или этилендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты или ее солей или сложных эфиров.
22. Способ по п. 15, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты) или ее солей или эфиров.
23. Способ по п. 15, где хелатирующий агент содержит, по меньшей мере, одно соединение, выбранное из бис(гексаметилентриаминопента)этиленфосфоновой кислоты или ее солей или эфиров.
24. Способ по п. 15, в котором источник ионов боратных ионов не используется в качестве сшивающего агента в жидкости для ремонта скважин.
25. Способ по п. 15, в котором пласт скважины содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из карбоната кальция или карбоната кальция-магния.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/193,152 | 2011-07-28 | ||
US13/193,152 US8978762B2 (en) | 2011-07-28 | 2011-07-28 | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid |
PCT/US2012/039403 WO2013015870A1 (en) | 2011-07-28 | 2012-05-24 | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014107699A true RU2014107699A (ru) | 2015-09-10 |
Family
ID=46229929
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014107699/03A RU2014107699A (ru) | 2011-07-28 | 2012-05-24 | Жидкость для ремонта скважины и способ ремонта скважины с помощью жидкости |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8978762B2 (ru) |
EP (1) | EP2737002B1 (ru) |
CN (1) | CN103748190A (ru) |
AR (1) | AR087378A1 (ru) |
AU (1) | AU2012287494B2 (ru) |
BR (1) | BR112014001802A2 (ru) |
CA (1) | CA2842062A1 (ru) |
CO (1) | CO6862139A2 (ru) |
DK (1) | DK2737002T3 (ru) |
MX (1) | MX355147B (ru) |
RU (1) | RU2014107699A (ru) |
WO (1) | WO2013015870A1 (ru) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
US20140041205A1 (en) * | 2010-11-19 | 2014-02-13 | Reald Inc. | Method of manufacturing directional backlight apparatus and directional structured optical film |
US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
US9670399B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
CN104762073A (zh) * | 2015-03-09 | 2015-07-08 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 用于配制修井液的基液及其制备方法 |
CA2996180C (en) | 2015-09-30 | 2021-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation |
US10760390B2 (en) | 2015-09-30 | 2020-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation |
US10907088B2 (en) | 2015-09-30 | 2021-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a vaporizing gas in a well intervention operation |
US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
US10563119B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-02-18 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for producing seawater based, high temperature viscoelastic surfactant fluids with low scaling tendency |
CN114776251B (zh) * | 2022-04-22 | 2023-11-03 | 重庆大学 | 枯竭页岩油气藏二氧化碳强化封存方法 |
US11866644B1 (en) * | 2022-08-03 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluid based on oilfield produced fluid |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3613788A (en) | 1970-06-22 | 1971-10-19 | Textilana Corp | Methods for the treatment of terrestrial fluid reservoirs |
US3958635A (en) * | 1975-09-26 | 1976-05-25 | Union Oil Company Of California | Method of inhibiting scale for high temperature steam wells |
US4030548A (en) * | 1976-04-28 | 1977-06-21 | Shell Oil Company | Economically dissolving barium sulfate scale with a chelating agent |
US5207919A (en) | 1990-04-16 | 1993-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Metal ion complexes for use as scale inhibitors |
US5263539A (en) * | 1991-12-05 | 1993-11-23 | Petrolite Corporation | Scale inhibition during oil production |
US5226481A (en) | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Bj Services Company | Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids |
US6367548B1 (en) | 1999-03-05 | 2002-04-09 | Bj Services Company | Diversion treatment method |
NO20045474L (no) | 2003-12-18 | 2005-06-20 | Bj Services Co | Fremgangsmate for syrebehandlingsstimulering ved anvendelse av viskoelastisk gelatineringsmiddel |
US7727937B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
US7380602B2 (en) | 2004-11-18 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
-
2011
- 2011-07-28 US US13/193,152 patent/US8978762B2/en active Active
-
2012
- 2012-05-24 CN CN201280037645.1A patent/CN103748190A/zh active Pending
- 2012-05-24 WO PCT/US2012/039403 patent/WO2013015870A1/en active Application Filing
- 2012-05-24 EP EP12726530.4A patent/EP2737002B1/en active Active
- 2012-05-24 RU RU2014107699/03A patent/RU2014107699A/ru not_active Application Discontinuation
- 2012-05-24 AU AU2012287494A patent/AU2012287494B2/en not_active Ceased
- 2012-05-24 DK DK12726530.4T patent/DK2737002T3/en active
- 2012-05-24 CA CA2842062A patent/CA2842062A1/en not_active Abandoned
- 2012-05-24 MX MX2014001046A patent/MX355147B/es active IP Right Grant
- 2012-05-24 BR BR112014001802A patent/BR112014001802A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-07-27 AR ARP120102765 patent/AR087378A1/es unknown
-
2014
- 2014-01-21 CO CO14010935A patent/CO6862139A2/es not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2012287494A1 (en) | 2014-02-06 |
AU2012287494B2 (en) | 2015-10-01 |
CA2842062A1 (en) | 2013-01-31 |
MX2014001046A (es) | 2014-04-14 |
EP2737002A1 (en) | 2014-06-04 |
AR087378A1 (es) | 2014-03-19 |
US20130025870A1 (en) | 2013-01-31 |
WO2013015870A1 (en) | 2013-01-31 |
CN103748190A (zh) | 2014-04-23 |
EP2737002B1 (en) | 2018-11-14 |
CO6862139A2 (es) | 2014-02-10 |
NZ620018A (en) | 2015-09-25 |
MX355147B (es) | 2018-04-06 |
BR112014001802A2 (pt) | 2017-02-21 |
US8978762B2 (en) | 2015-03-17 |
DK2737002T3 (en) | 2019-02-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2014107699A (ru) | Жидкость для ремонта скважины и способ ремонта скважины с помощью жидкости | |
ES2401247T3 (es) | Inhibidor de incrustaciones | |
CN103459548B (zh) | 用于井处理流体的缓释井处理复合材料 | |
CN102703045B (zh) | 一种超低渗透油田多段塞复合降压增注剂 | |
MX2014010101A (es) | Suspensiones hibridas de base acuosa para operaciones de fracturacion hidraulica. | |
NO342139B1 (no) | Fremgangsmåte for oppløsning av syreløselig kiselholdig materiale i en brønn | |
CN108865092B (zh) | 注水井解堵增注用缓释螯合酸及制备方法和解堵增注方法 | |
US10094203B2 (en) | Corrosion inhibitors for drilling fluid brines | |
CN106396141A (zh) | 一种油田注水用阻垢剂 | |
RU2015117616A (ru) | Удобная в обращении известково-магнезиальная суспензия | |
CN102899013A (zh) | 一种碎屑砂岩气藏酸化液 | |
RU2017133852A (ru) | Состав раствора суперконцентрированной присадки | |
CN109705831A (zh) | 一种油田阻垢剂及其制备方法和使用方法 | |
CN105219368B (zh) | 一种油田三元复合驱用阻垢剂及其使用方法 | |
WO2015119528A1 (ru) | Ингибитор коррозии металлов и солеотложения | |
CN106928956A (zh) | 一种用于三元复合驱螺杆泵井的中性硬垢软化剂 | |
GB2613497A (en) | Enhanced scale inhibitor squeeze treatment using a chemical additive | |
BR112019024448A2 (pt) | uso de agente sequestrante em tratamentos à base de glda para formações siliciosas | |
CN104086005B (zh) | 一种磷矿浮选装置除垢剂及制备方法 | |
CN111233177A (zh) | 一种用于混凝土排水管道的复合阻垢剂及其应用 | |
CN1715216A (zh) | 一种稳定型缓蚀阻垢剂 | |
CN111454709B (zh) | 海水基酸液体系 | |
EP0299777B1 (en) | Inhibition of reservoir scale | |
US20240101891A1 (en) | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations | |
JP2013204148A (ja) | 鉄の腐食抑制方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20160913 |