RU2014139259A - Водные растворы и способ их использования - Google Patents
Водные растворы и способ их использования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2014139259A RU2014139259A RU2014139259A RU2014139259A RU2014139259A RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- amino acid
- formation
- fluid
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 25
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 claims abstract 22
- 229940024606 amino acid Drugs 0.000 claims abstract 22
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims abstract 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract 10
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 8
- DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N Asparagine Natural products OC(=O)C(N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N L-Cysteine Chemical compound SC[C@H](N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract 6
- QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N L-alanine Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract 6
- DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N L-asparagine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract 6
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract 6
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 claims abstract 6
- HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N L-histidine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract 6
- ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N L-leucine Chemical compound CC(C)C[C@H](N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract 6
- KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N L-lysine Chemical compound NCCCC[C@H](N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract 6
- ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N Leucine Natural products CC(C)CC(N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N Lysine Natural products NCCCCC(N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 239000004472 Lysine Substances 0.000 claims abstract 6
- 235000004279 alanine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- 235000009582 asparagine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- 229960001230 asparagine Drugs 0.000 claims abstract 6
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims abstract 6
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 235000018417 cysteine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N cysteine Natural products SCC(N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims abstract 6
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims abstract 6
- 235000014304 histidine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N histidine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 6
- 235000005772 leucine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- 235000018977 lysine Nutrition 0.000 claims abstract 6
- MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N (2S)-2-Amino-3-hydroxypropansäure Chemical compound OC[C@H](N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract 5
- ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N L-Proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract 5
- FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N L-methionine Chemical compound CSCC[C@H](N)C(O)=O FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract 5
- AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N L-threonine Chemical compound C[C@@H](O)[C@H](N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N 0.000 claims abstract 5
- KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N L-valine Chemical compound CC(C)[C@H](N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract 5
- ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N Proline Natural products OC(=O)C1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N Threonine Natural products CC(O)C(N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- 239000004473 Threonine Substances 0.000 claims abstract 5
- KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N Valine Natural products CC(C)C(N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 5
- 235000006109 methionine Nutrition 0.000 claims abstract 5
- 229930182817 methionine Natural products 0.000 claims abstract 5
- 235000013930 proline Nutrition 0.000 claims abstract 5
- 235000004400 serine Nutrition 0.000 claims abstract 5
- 235000008521 threonine Nutrition 0.000 claims abstract 5
- 235000014393 valine Nutrition 0.000 claims abstract 5
- 239000004474 valine Substances 0.000 claims abstract 5
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 3
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65B—MACHINES, APPARATUS OR DEVICES FOR, OR METHODS OF, PACKAGING ARTICLES OR MATERIALS; UNPACKING
- B65B3/00—Packaging plastic material, semiliquids, liquids or mixed solids and liquids, in individual containers or receptacles, e.g. bags, sacks, boxes, cartons, cans, or jars
- B65B3/04—Methods of, or means for, filling the material into the containers or receptacles
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
1. Водная композиция, содержащая:(i) хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и(ii) по меньшей мере одну аминокислоту,где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, игде аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.3. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.4. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.5. Способ обработки формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:(i) приготовление водной композиции, которая содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и(iii) эксплуатация насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и формации, сообщенной по текучей среде со стволом скважины,где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин,
Claims (24)
1. Водная композиция, содержащая:
(i) хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и
(ii) по меньшей мере одну аминокислоту,
где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
3. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
4. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
5. Способ обработки формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, которая содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатация насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и формации, сообщенной по текучей среде со стволом скважины,
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
6. Способ по п. 5, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 масс.% до 45,7 масс.%, и обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
7. Способ по п. 5, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
8. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
9. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
10. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
11. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
12. Способ для стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, содержащей хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подачу флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатацию насоса высокого давления для стимулирования по меньшей мере ствола скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, в результате чего увеличивается проницаемость формации,
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
13. Способ по п. 12, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 масс.% до 45,7 масс.%, а обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной
кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
14. Способ по п. 12, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
15. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
16. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
17. Способ по п. 12, где эксплуатация насоса включает по меньшей мере следующие этапы:
(i) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью;
(ii) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации; и
(iii) вступление флюида для обработки нефтяного месторождения в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
18. Способ приготовления композиции, содержащий следующие этапы:
(i) подготовку водного раствора, концентрация хлористоводородной кислоты, в котором превышает 37 масс.%;
(ii) добавление в раствор аминокислотного закрепителя, где количество закрепителя включает молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5 включительно;
(iii) размещение раствора в резервуаре под атмосферным давлением; и
(iv) транспортировка резервуара на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или обеим дорогам.
19. Способ по п. 18, где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
20. Способ по п. 18, где раствор разбавляют водой на месте работ.
21. Способ по п. 18, где дополнительно позволяют раствору оставаться в резервуаре по меньшей мере один час.
22. Способ по п. 18, где резервуар оборудован так, чтобы оператор мог выполнять с раствором операцию по использованию флюида.
23. Способ по п. 22, где действие с использованием флюида содержит измерение уровня раствора в резервуаре, забор пробы раствора, измерение значения pH раствора, введение в раствор дополнительных веществ, перемешивание раствора или перемещение раствора из резервуара в другую емкость или в насос высокого давления или в их комбинации.
24. Способ по п. 18, где для помещения раствора в подземную скважину используют насос высокого давления.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14/062,291 US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2013-10-24 | Aqueous solution and method for use thereof |
US14/062,291 | 2013-10-24 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014139259A true RU2014139259A (ru) | 2016-04-20 |
RU2686210C2 RU2686210C2 (ru) | 2019-04-24 |
Family
ID=51661904
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014139259A RU2686210C2 (ru) | 2013-10-24 | 2014-09-29 | Водные растворы и способ их использования |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9796490B2 (ru) |
EP (1) | EP2883932A3 (ru) |
CN (1) | CN104560004B (ru) |
AR (1) | AR098172A1 (ru) |
AU (1) | AU2014227472B2 (ru) |
BR (1) | BR102014024638A2 (ru) |
CA (1) | CA2865855C (ru) |
MX (2) | MX359204B (ru) |
RU (1) | RU2686210C2 (ru) |
SA (1) | SA114350799B1 (ru) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
US9573808B2 (en) | 2013-07-31 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
CN106285612B (zh) * | 2015-05-25 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于油气田酸化压裂的实时控酸浓度方法 |
BR112018003714B1 (pt) * | 2015-08-31 | 2022-09-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Método compreendendo composições de ácido pesado que compreendem aminoácidos |
CA2937490A1 (en) * | 2016-07-29 | 2018-01-29 | Fluid Energy Group Ltd. | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
CN106367044B (zh) * | 2016-08-15 | 2020-07-14 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种仿耐盐植物细胞防塌钻井液 |
CA2956939A1 (en) * | 2017-02-03 | 2018-08-03 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
CA2969174A1 (en) * | 2017-06-02 | 2018-12-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
CA2989929A1 (en) | 2017-12-22 | 2019-06-22 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
CA3004675A1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-11-11 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition composition and fracking method |
CA3028229A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
CA3039288A1 (en) * | 2019-04-05 | 2020-10-05 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel inhibited hydrofluoric acid composition |
CA3065704A1 (en) * | 2019-12-20 | 2021-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions |
CN118318022A (zh) * | 2021-11-30 | 2024-07-09 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 使用氨基酸的单相阻滞酸体系 |
CA3159520A1 (en) * | 2022-05-20 | 2023-11-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Stabilizing aqueous amino acid-hci compositions |
Family Cites Families (84)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2250474A (en) | 1941-07-29 | Sterilization process | ||
US556669A (en) | 1896-03-17 | fea soh | ||
US2185864A (en) | 1937-10-28 | 1940-01-02 | Pittsburgh Plate Glass Co | Stable urea-chlorine compound and process for making same |
US2250379A (en) | 1938-03-17 | 1941-07-22 | Johnson Carl | Cleaning composition and process for the preparation thereof |
US2485529A (en) | 1948-08-14 | 1949-10-18 | Dow Chemical Co | Composition for removing scale from ferrous metal surfaces |
US2860106A (en) | 1952-10-01 | 1958-11-11 | Drew & Co Inc E F | Urea-phosphoric acid cleaning composition |
US3963650A (en) | 1969-07-16 | 1976-06-15 | British Industrial Plastics Limited | Process for making improved urea/formaldehyde foams |
US3826312A (en) | 1972-07-24 | 1974-07-30 | Shell Oil Co | Self-neutralizing well acidizing |
US3920566A (en) | 1972-07-24 | 1975-11-18 | Shell Oil Co | Self-neutralizing well acidizing |
US3936316A (en) | 1972-11-29 | 1976-02-03 | Shipley Company, Inc. | Pickling solution |
US3953340A (en) | 1973-04-16 | 1976-04-27 | Shell Oil Company | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
JPS5345806B2 (ru) | 1973-06-04 | 1978-12-09 | ||
US3892275A (en) | 1974-01-24 | 1975-07-01 | Shell Oil Co | Self-thinning and neutralizing thickened aqueous liquid |
US3920591A (en) | 1974-07-18 | 1975-11-18 | Stepan Chemical Co | Low-density polyester resin foams and method of preparation |
US4116664A (en) | 1976-11-04 | 1978-09-26 | Jones Leon R | Fertilizer composition and method of making same |
US4094957A (en) | 1976-12-14 | 1978-06-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids |
US4151098A (en) | 1978-01-05 | 1979-04-24 | Halliburton Company | Acidizing subterranean well formations containing deposits of metal compounds |
US4315763A (en) | 1978-10-30 | 1982-02-16 | Stoller Enterprises, Inc. | High analysis liquid fertilizers |
US4428432A (en) | 1980-04-16 | 1984-01-31 | Smith International, Incorporated | Method for stimulating siliceous subterranean formations |
US4466893A (en) | 1981-01-15 | 1984-08-21 | Halliburton Company | Method of preparing and using and composition for acidizing subterranean formations |
US4673522A (en) | 1981-11-05 | 1987-06-16 | Union Oil Company Of California | Methods for removing obstructions from conduits with urea-sulfuric acid compositions |
US4487265A (en) | 1981-12-22 | 1984-12-11 | Union Oil Company Of California | Acidizing a subterranean reservoir |
US4567946A (en) | 1982-02-08 | 1986-02-04 | Union Oil Company Of California | Increasing the permeability of a subterranean reservoir |
US4435525A (en) | 1982-09-30 | 1984-03-06 | Pennwalt Corporation | Reaction of carbonylhydrazines and organic peroxides to foam unsaturated polyester resins |
US4675120A (en) | 1982-12-02 | 1987-06-23 | An-Son Petrochemical, Inc. | Methods of using strong acids modified with acid solutions |
US4420414A (en) | 1983-04-11 | 1983-12-13 | Texaco Inc. | Corrosion inhibition system |
US4655952A (en) | 1984-03-02 | 1987-04-07 | Vorwerk & Co. Interholding Gmbh | Detergent and method for producing the same |
US4830766A (en) | 1984-03-15 | 1989-05-16 | Union Oil Company Of California | Use of reducing agents to control scale deposition from high temperature brine |
EP0200776B1 (de) * | 1984-10-26 | 1989-01-18 | UHT, Umwelt- und Hygienetechnik GmbH | Lösungsverfahren und lösungsmittel für schwerlösliche karbonate |
US4648456A (en) | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
US5120471A (en) | 1985-08-14 | 1992-06-09 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process and composition for protecting chrome steel |
US4807703A (en) | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
US5270351A (en) | 1992-06-15 | 1993-12-14 | American Dental Association Health Foundation | Adhesion-promoting agents incorporating polyvalent cations |
US5672279A (en) | 1992-07-24 | 1997-09-30 | Peach State Labs, Inc. | Method for using urea hydrochloride |
US7029553B1 (en) | 1992-07-24 | 2006-04-18 | Peach State Labs, Inc. | Urea sulfate and urea hydrochloride in paper and pulp processing |
US5234466A (en) | 1992-07-24 | 1993-08-10 | Peach State Labs, Inc. | Lowering of the pH of textile processing solutions by adding urea sulfate as a pH adjusting agent |
US5733463A (en) | 1992-07-24 | 1998-03-31 | Peach State Labs, Inc. | Lowering the pH with an acid/base salt as a pH adjusting agent |
US5708107A (en) | 1995-12-20 | 1998-01-13 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
US5650633A (en) | 1995-12-20 | 1997-07-22 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
US5922653A (en) | 1995-12-20 | 1999-07-13 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
US6051670A (en) | 1995-12-20 | 2000-04-18 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
RU2106488C1 (ru) | 1997-02-06 | 1998-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефтемико" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
ZA981820B (en) | 1997-03-05 | 1998-09-03 | Edv Systemanalyse Und Systemde | Process for the preparation of superazeotropic hydrochloric acid from metal chloride solutions |
US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
JP2002529571A (ja) | 1998-11-10 | 2002-09-10 | アイル・フアイアストツプ・リミテツド | 防火被膜用組成物 |
US6117364A (en) | 1999-05-27 | 2000-09-12 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Acid corrosion inhibitor |
DE19948206A1 (de) | 1999-10-07 | 2001-04-12 | Merck Patent Gmbh | Verfahren zur Herstellung hochreiner Salzsäure |
US6436880B1 (en) | 2000-05-03 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising chelating agents |
US6340660B1 (en) | 2001-03-22 | 2002-01-22 | Charles Gastgaber | Urea hydrochloride stabilized solvent for cleaning stainless steel and aluminum |
US20060142166A1 (en) | 2002-11-18 | 2006-06-29 | Thomas Ronnie L | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations |
US7357879B2 (en) | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Ibiden Co., Ltd. | Etching solution, method of etching and printed wiring board |
US7547665B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
US7534754B2 (en) | 2004-09-20 | 2009-05-19 | Valspor Sourcing, Inc. | Concrete cleaning and preparation composition |
US7915205B2 (en) | 2005-06-09 | 2011-03-29 | Weatherford Engineered Chemistry Canada Ltd. | Single fluid acidizing treatment |
WO2007016666A2 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Little Giant Pump Company | Condensate removal apparatus and method |
US7306041B2 (en) | 2006-04-10 | 2007-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
EP2021892B1 (en) * | 2006-04-27 | 2013-02-20 | Sko Flo Industries, Inc. | Flow control valve |
US9120964B2 (en) * | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
EP1886976A1 (en) | 2006-08-09 | 2008-02-13 | Thermphos Trading GmbH | Method of scale inhibition |
US8101664B2 (en) | 2007-01-19 | 2012-01-24 | Quinnova Pharmaceuticals, Inc. | Urea foam |
US8003577B2 (en) | 2007-03-22 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporaton | Method of treating subterranean formation with crosslinked polymer fluid |
US8092555B2 (en) | 2007-05-10 | 2012-01-10 | Valspar Corporation | Concrete coloring compositions and methods |
GB0714529D0 (en) | 2007-07-25 | 2007-09-05 | Oxford Catalysts | steam production |
WO2009086954A1 (en) | 2008-01-09 | 2009-07-16 | Akzo Nobel N.V. | Acidic aqueous solution containing a chelating agent and the use thereof |
US7994102B2 (en) | 2008-04-01 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating an alloy surface with an alkyl sarcosinate |
CN102292139B (zh) | 2009-01-29 | 2014-09-03 | 巴斯夫欧洲公司 | 用于除去酸性气体的包含氨基酸和酸性促进剂的吸收剂 |
US8163102B1 (en) | 2009-04-07 | 2012-04-24 | Green Products & Technologies, LLC | Composition for removing cementitious material from a surface and associated methods |
US7938912B1 (en) | 2009-04-07 | 2011-05-10 | Green Products & Technologies, L.L.C. | Composition for removing cementitious material from a surface and associated methods |
US8940106B1 (en) | 2009-04-07 | 2015-01-27 | Green Products & Technologies, LLC | Methods for using improved urea hydrochloride compositions |
US8163092B2 (en) | 2009-04-20 | 2012-04-24 | Hcl Cleantech Ltd. | Method of concentrating hydrochloric acid |
US8853446B2 (en) | 2010-11-30 | 2014-10-07 | Green Products & Technologies, L.L.C. | Synthetic acid and associated methods |
US8668010B2 (en) | 2010-12-06 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same |
US9012376B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inulin as corrosion inhibitor |
GB201118838D0 (en) | 2011-10-31 | 2011-12-14 | Cleansorb Ltd | Process for treating an underground formation |
WO2013140402A1 (en) | 2012-03-21 | 2013-09-26 | Bromine Compounds Ltd. | Method for preparing biocidal aqueous compositions |
US20130261032A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for subterranean treatment |
CN102828734B (zh) | 2012-09-13 | 2015-03-18 | 西南石油大学 | 海上油田注水井在线单步法酸化技术 |
US20140116708A1 (en) | 2012-11-01 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions |
US10072205B2 (en) * | 2013-06-25 | 2018-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for acidizing subterranean formations with treatment fluids containing dual-functioning chelating agents |
CN103333673B (zh) | 2013-07-12 | 2016-03-30 | 东北石油大学 | 深度低伤害酸化液 |
CN103387518B (zh) | 2013-07-24 | 2016-06-08 | 重庆紫光化工股份有限公司 | 一种n,n-二甲基甘氨酸的制备方法 |
US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
-
2013
- 2013-10-24 US US14/062,291 patent/US9796490B2/en active Active
-
2014
- 2014-09-17 AU AU2014227472A patent/AU2014227472B2/en not_active Ceased
- 2014-09-29 RU RU2014139259A patent/RU2686210C2/ru active
- 2014-09-30 EP EP14187120.2A patent/EP2883932A3/en not_active Withdrawn
- 2014-10-02 BR BR102014024638A patent/BR102014024638A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2014-10-03 CA CA2865855A patent/CA2865855C/en active Active
- 2014-10-08 MX MX2016013595A patent/MX359204B/es unknown
- 2014-10-08 MX MX2014012153A patent/MX350752B/es active IP Right Grant
- 2014-10-20 SA SA114350799A patent/SA114350799B1/ar unknown
- 2014-10-20 CN CN201410558608.6A patent/CN104560004B/zh active Active
- 2014-10-23 AR ARP140103989A patent/AR098172A1/es unknown
-
2017
- 2017-10-23 US US15/790,928 patent/US20180044042A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104560004B (zh) | 2018-10-16 |
US20150114647A1 (en) | 2015-04-30 |
SA114350799B1 (ar) | 2018-02-19 |
EP2883932A2 (en) | 2015-06-17 |
BR102014024638A2 (pt) | 2015-10-27 |
CA2865855A1 (en) | 2015-04-24 |
RU2686210C2 (ru) | 2019-04-24 |
US9796490B2 (en) | 2017-10-24 |
US20180044042A1 (en) | 2018-02-15 |
CN104560004A (zh) | 2015-04-29 |
MX2014012153A (es) | 2015-04-27 |
MX350752B (es) | 2017-09-18 |
AU2014227472A1 (en) | 2015-05-14 |
MX359204B (es) | 2018-09-19 |
CA2865855C (en) | 2022-08-23 |
EP2883932A3 (en) | 2015-12-16 |
AR098172A1 (es) | 2016-05-04 |
AU2014227472B2 (en) | 2016-02-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2014139259A (ru) | Водные растворы и способ их использования | |
DE60323838D1 (de) | Verfahren und zusammensetzungen zur behandlung von einer unterirdischen formation | |
RU2010135670A (ru) | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину | |
AR072696A1 (es) | Metodo para el servicio de pozos perforados | |
NO20065811L (no) | Fremgangsmate ved frakturering av underjordisk formasjon ved bruk av viskositetsokt behandlingsvaeske | |
EA200400842A1 (ru) | Новая жидкая система, имеющая регулируемую обратную вязкость | |
MY164940A (en) | Treatment of illitic formations using a chelating agent | |
RU2013153499A (ru) | Способ стабилизации гидрофильной глины | |
NO20045474L (no) | Fremgangsmate for syrebehandlingsstimulering ved anvendelse av viskoelastisk gelatineringsmiddel | |
EA201101343A1 (ru) | Способ обработки буровой скважины и промывочная жидкость для бурения | |
SG11201901755TA (en) | Contaminated soil purification system | |
RU2013119601A (ru) | Контроль потока жидкости во время обработки подземных участков с применением нагнетания жидкости в скважину | |
RU2017132327A (ru) | Сшитый флюид для обработки приствольной зоны и способы гидроразрыва подземного пласта на основе возвратной воды, добытой воды, морской воды, пресной воды и их смесей | |
Van Hong et al. | A comparative study of different acids used for sandstone acid stimulation: a literature review | |
EA201490966A1 (ru) | Текучая среда для обработки, содержащая ингибитор коррозии слабое основание | |
AR099549A1 (es) | Estabilizador de arcilla y método de uso | |
AR096082A1 (es) | Complejación de iones de calcio en presencia de compuestos de amina cuaternizada mientras se acidifica una formación subterránea | |
EA201492084A1 (ru) | Фтористые добавки для применения во фторсодержащей обрабатывающей жидкости | |
AU2014414836B2 (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
GB2568208A (en) | Consolidation and wellbore strength enhancement with CaCO3 precipitation | |
RU2012104309A (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2012153951A (ru) | Кремнегуминовый почвенный мелиорант | |
MX2016004986A (es) | Particulas de sal de acido metilglicindiacetico de calcio y operaciones subterraneas relacionadas con estas. | |
RU2013143007A (ru) | Битумные эмульсии для применения в нефтедобывающей промышленности | |
RU2015122249A (ru) | Способ и система для одновременного введения кислотного флюида для обработки скважины и расклинивающего агента в подземную формацию |