RU2582605C2 - Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента - Google Patents
Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента Download PDFInfo
- Publication number
- RU2582605C2 RU2582605C2 RU2013131772/03A RU2013131772A RU2582605C2 RU 2582605 C2 RU2582605 C2 RU 2582605C2 RU 2013131772/03 A RU2013131772/03 A RU 2013131772/03A RU 2013131772 A RU2013131772 A RU 2013131772A RU 2582605 C2 RU2582605 C2 RU 2582605C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- illite
- fluid
- surfactant
- amount
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 85
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 38
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 67
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 title description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 20
- VCVKIIDXVWEWSZ-YFKPBYRVSA-N (2s)-2-[bis(carboxymethyl)amino]pentanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC[C@@H](C(O)=O)N(CC(O)=O)CC(O)=O VCVKIIDXVWEWSZ-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 47
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical class [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 14
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 8
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 5
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 4
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 3
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 37
- 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 27
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 24
- -1 oil and / or gas Chemical class 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 101100345345 Arabidopsis thaliana MGD1 gene Proteins 0.000 description 19
- 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 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 8
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002585 base Substances 0.000 description 7
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 6
- 150000003842 bromide salts Chemical class 0.000 description 6
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-phenylpyridine-3-carboxamide Chemical compound ClC1=NC=CC=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 5
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 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 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 4
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 4
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical group CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 3
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 3
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 3
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical class [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M potassium iodide Chemical compound [K+].[I-] NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 2
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HYZJCKYKOHLVJF-UHFFFAOYSA-N 1H-benzimidazole Chemical compound C1=CC=C2NC=NC2=C1 HYZJCKYKOHLVJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical group CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O WBIQQQGBSDOWNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IEZDTNCUMWPRTD-UHFFFAOYSA-N 346704-04-9 Chemical compound [O-][N+](=O)C1=CC=C(N2CCNCC2)C=C1N1CCCCC1 IEZDTNCUMWPRTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N Methyl acrylate Chemical compound COC(=O)C=C BAPJBEWLBFYGME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FLVIGYVXZHLUHP-UHFFFAOYSA-N N,N'-diethylthiourea Chemical compound CCNC(=S)NCC FLVIGYVXZHLUHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 2
- QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N benzotriazole Chemical compound C1=CC=C2N[N][N]C2=C1 QRUDEWIWKLJBPS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012964 benzotriazole Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 229940060296 dodecylbenzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N ethenamine Chemical compound NC=C UYMKPFRHYYNDTL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 2
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N methylparaben Chemical compound COC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 LXCFILQKKLGQFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine Chemical compound C=CCNCC=C DYUWTXWIYMHBQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 1,3-dihydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=C(O)C=C21 USZZLTVYRPLBMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 1-hydroxy-2-naphthoic acid Chemical compound C1=CC=CC2=C(O)C(C(=O)O)=CC=C21 SJJCQDRGABAVBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIFDAHUNJVFZAY-UHFFFAOYSA-N 1-nitropropane-1,3-diol Chemical compound OCCC(O)[N+]([O-])=O NIFDAHUNJVFZAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVDRUCCQKHGCRX-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl formate Chemical compound OCC(O)COC=O BVDRUCCQKHGCRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JGJDTAFZUXGTQS-UHFFFAOYSA-N 2-(2-formyloxyethoxy)ethyl formate Chemical compound O=COCCOCCOC=O JGJDTAFZUXGTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SFJPGSCMZIUEDJ-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[[carboxy-(2-hydroxy-4-methylphenyl)methyl]amino]ethylamino]-2-(2-hydroxy-4-methylphenyl)acetic acid Chemical compound OC1=CC(C)=CC=C1C(C(O)=O)NCCNC(C(O)=O)C1=CC=C(C)C=C1O SFJPGSCMZIUEDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 2-chlorobenzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1Cl IKCLCGXPQILATA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IKCQWKJZLSDDSS-UHFFFAOYSA-N 2-formyloxyethyl formate Chemical compound O=COCCOC=O IKCQWKJZLSDDSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFENDNXGAFYKQO-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxybutyric acid Chemical class CCC(O)C(O)=O AFENDNXGAFYKQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UKQJDWBNQNAJHB-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl formate Chemical compound OCCOC=O UKQJDWBNQNAJHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical class C1=CC=C2C(C(=O)O)=C(O)C=CC2=C1 UPHOPMSGKZNELG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100555 2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 1
- QCDWFXQBSFUVSP-UHFFFAOYSA-N 2-phenoxyethanol Chemical compound OCCOC1=CC=CC=C1 QCDWFXQBSFUVSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 3,4-dichlorobenzoate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=C(Cl)C(Cl)=C1 VPHHJAOJUJHJKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 3-Hydroxy-2-naphthoate Chemical compound C1=CC=C2C=C(O)C(C(=O)O)=CC2=C1 ALKYHXVLJMQRLQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ANZUDYZHSVGBRF-UHFFFAOYSA-N 3-ethylnonane-1,2,3-triol Chemical compound CCCCCCC(O)(CC)C(O)CO ANZUDYZHSVGBRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940100484 5-chloro-2-methyl-4-isothiazolin-3-one Drugs 0.000 description 1
- NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1O NYYMNZLORMNCKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 5-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 SMAMQSIENGBTRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 6-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound OC1=CC=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 JCJUKCIXTRWAQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-1-carboxylic acid Chemical compound C1=C(O)C=C2C(C(=O)O)=CC=CC2=C1 XABCHXCRWZBFQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 7-hydroxynaphthalene-2-carboxylic acid Chemical compound C1=CC(O)=CC2=CC(C(=O)O)=CC=C21 FSXKKRVQMPPAMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N Bronopol Chemical compound OCC(Br)(CO)[N+]([O-])=O LVDKZNITIUWNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- FCKYPQBAHLOOJQ-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane-1,2-diaminetetraacetic acid Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)C1CCCCC1N(CC(O)=O)CC(O)=O FCKYPQBAHLOOJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical class C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFFQABQEJATQAT-UHFFFAOYSA-N N,N'-dibutylthiourea Chemical compound CCCCNC(=S)NCCCC KFFQABQEJATQAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N N-(2-hydroxyethyl)iminodiacetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CC(O)=O JYXGIOKAKDAARW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N O=P1OCO1 Chemical compound O=P1OCO1 TTZMPOZCBFTTPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical group CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N Sulfobutanedioic acid Chemical class OC(=O)CC(C(O)=O)S(O)(=O)=O ULUAUXLGCMPNKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ICQMRKJCILDQMU-UHFFFAOYSA-N [3-hydroxy-2,2-bis(hydroxymethyl)propyl] formate Chemical class OCC(CO)(CO)COC=O ICQMRKJCILDQMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N acetic acid trimethyl ester Natural products COC(C)=O KXKVLQRXCPHEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-N acetoacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(O)=O WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HGIXFHANEYAZMP-UHFFFAOYSA-N aminomethyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCN HGIXFHANEYAZMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPDDOBMIUGHIN-UHFFFAOYSA-K antimony trichloride Chemical compound Cl[Sb](Cl)Cl FAPDDOBMIUGHIN-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960004365 benzoic acid Drugs 0.000 description 1
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229960003168 bronopol Drugs 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N chloromethylisothiazolinone Chemical compound CN1SC(Cl)=CC1=O DHNRXBZYEKSXIM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 description 1
- GBRBMTNGQBKBQE-UHFFFAOYSA-L copper;diiodide Chemical compound I[Cu]I GBRBMTNGQBKBQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- PZZHMLOHNYWKIK-UHFFFAOYSA-N eddha Chemical compound C=1C=CC=C(O)C=1C(C(=O)O)NCCNC(C(O)=O)C1=CC=CC=C1O PZZHMLOHNYWKIK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 235000010350 erythorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960001617 ethyl hydroxybenzoate Drugs 0.000 description 1
- 239000004403 ethyl p-hydroxybenzoate Substances 0.000 description 1
- 235000010228 ethyl p-hydroxybenzoate Nutrition 0.000 description 1
- NUVBSKCKDOMJSU-UHFFFAOYSA-N ethylparaben Chemical compound CCOC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 NUVBSKCKDOMJSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- PRJDJMAAFPHJFM-UHFFFAOYSA-N formyloxymethyl formate Chemical compound O=COCOC=O PRJDJMAAFPHJFM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 description 1
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000003976 glyceryl group Chemical group [H]C([*])([H])C(O[H])([H])C(O[H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N hepta-1,6-dien-4-one Chemical compound C=CCC(=O)CC=C PBZROIMXDZTJDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- XSEOYPMPHHCUBN-FGYWBSQSSA-N hydroxylated lecithin Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC(COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)COC(=O)CCCCCCC[C@@H](O)[C@H](O)CCCCCCCC XSEOYPMPHHCUBN-FGYWBSQSSA-N 0.000 description 1
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical class Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 description 1
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 1
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 239000004292 methyl p-hydroxybenzoate Substances 0.000 description 1
- 235000010270 methyl p-hydroxybenzoate Nutrition 0.000 description 1
- BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N methylisothiazolinone Chemical compound CN1SC=CC1=O BEGLCMHJXHIJLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960002216 methylparaben Drugs 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N n-ethenylethenamine Chemical compound C=CNC=C XTNMKCFFSXJRQE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 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
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N penta-1,4-dien-3-one Chemical compound C=CC(=O)C=C UCUUFSAXZMGPGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003330 pentetic acid Drugs 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229960005323 phenoxyethanol Drugs 0.000 description 1
- WVDDGKGOMKODPV-ZQBYOMGUSA-N phenyl(114C)methanol Chemical compound O[14CH2]C1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-ZQBYOMGUSA-N 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 125000005498 phthalate group Chemical class 0.000 description 1
- 229910052655 plagioclase feldspar Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 1
- 229920000070 poly-3-hydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 1
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- WSHYKIAQCMIPTB-UHFFFAOYSA-M potassium;2-oxo-3-(3-oxo-1-phenylbutyl)chromen-4-olate Chemical compound [K+].[O-]C=1C2=CC=CC=C2OC(=O)C=1C(CC(=O)C)C1=CC=CC=C1 WSHYKIAQCMIPTB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229960004063 propylene glycol Drugs 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 235000018102 proteins Nutrition 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003873 salicylate salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M sodium chlorite Chemical class [Na+].[O-]Cl=O UKLNMMHNWFDKNT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical class [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000003458 sulfonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N triformin Chemical compound O=COCC(OC=O)COC=O UFTFJSFQGQCHQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N trimethylamine hydrochloride Chemical compound Cl.CN(C)C SZYJELPVAFJOGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical class Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K8/52—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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
- Peptides Or Proteins (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащих пластов, предпочтительно пластов песчаника жидкостью, которая содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA).
Подземные пласты, из которых можно добывать нефть и/или газ, могут включать различные твердые материалы, содержащиеся в пористых или трещиноватых пластах пород. Природные углеводороды, такие как нефть и/или газ, удерживаются пластами перекрывающих пород с пониженной проницаемостью. Залежи обнаруживают с помощью методов разведки углеводородов, и часто одна из задач извлечения оттуда нефти и/или газа заключается в улучшении проницаемости пластов. Пласты горных пород могут различаться по составу основных компонентов, и одну категорию образуют так называемые пласты песчаника, которые содержат кремнеземистые материалы (наподобие кварца) в качестве основной составляющей, а другую категорию образуют так называемые карбонатные пласты, которые содержат карбонаты (наподобие кальцита и доломита) в качестве основной составляющей.
Один способ сделать пласты более проницаемыми заключается в кислотной обработке материнской породы, при которой кислотную жидкость вводят в пласт, содержащий нефть и/или газ. Однако существующий уровень техники способа кислотной обработки, в котором водный раствор HCl вводят в пласт песчаника, приводит к возникновению проблем, если пласт содержит иллит. Например, в работе D. E. Simon, M.S. Anderson, "Stability of Clay Minerals in Acid," опубликованной в качестве доклада общества иженеров-нефтяников (SPE) №19422 и представленной на Международном симпозиуме по контролю повреждения пласта, 22-23 февраля 1990 года, описано, что HCl воздействует на структуру глинистых минералов, обычно обнаруживаемых в песчанике.
Взаимодействия жидкость-порода в осадочных пластах можно разделить на две группы: (1) химические реакции в результате контактирования минералов породы с несовместимыми жидкостями и (2) физические процессы, вызванные чрезмерными скоростями поступления и градиентами давления. Иллиты являются переслаивающимися, поэтому иллиты объединяют худшие свойства диспергируемых и набухающих глин.
Amaerule, J.O., Kersey, D.G., Norman, D.L., and Shannon, P. M. (1988), "Advances in Formation Damage Assessment and Control Strategies," доклад Канадского института горного дела, металлургии и нефти (CIM Paper No. 88-39-65), Материалы 39-го ежегодного технического совещания Нефтяного общества CIM и Канадского общества переработчиков газа, Калгари, Альберта, 12-16 июня, 1988, DOI: 10.2118/88-39-65, и Thomas, R. L., Nasr-EI-Din, H.A., Lynn, J.D., Mehta, S., and Zaidi, S.R. (2001), "Precipitation During the Acidizing of a HT/HP lllitic Sandstone Reservoir in Eastern Saudi Arabia: A Laboratory Study," доклад SPE 71690, представленный на ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 30 сентября-3 октября, 2001, DOI: 10.2118/71690-MS, описывают, что иллит- и хлоритсодержащие пласты являются водовосприимчивыми. Эти глинистые минералы могут быстро набухать при контактировании с жидкостями иной минерализации, за счет включения воды в свою кристаллическую структуру. Такие набухающие глины могут вызвать закупоривание пласта. Кроме того, иллит очень чувствителен к перемещению мелкой фракции из-за ее очень большого соотношения площади поверхности к объему и слабой связи со стенками пор. Перемещение мелкой фракции происходит в результате механического смещения, вызванного влекущей силой потока, оказывающей воздействие на частицы при движении газа или жидкости через поры. В последнем документе также описано, что иллит и хлорит очень чувствительны к HCl при температуре выше 150°F (65,6°С). При контактировании с HCl слой алюминия этих глин извлекается, оставляя аморфный остаток геля кремнезема, который может потенциально повредить пласт.
Frenier W, et al. в работе "Hot Oil and Gas Wells Can Be Stimulated Without Acids», представленной на Международном симпозиуме и выставке SPE 2004 по контролю повреждения пласта, Лафайет, штат Луизиана, 18-20 февраля 2004, и опубликованной в качестве доклада SPE 86522, описывает, что скважины можно стимулировать, используя HEDTA вместо неорганических кислот, таких как HCl или HF. Считается, что преимущества HEDTA заключаются в ее высокой растворимости при pH<5, низкой токсичности и низкой скорости коррозии. Указывается, что растворы хорошо применять в пластах карбонатов и песчаника при температуре до 365°F (185,0°С). Также упоминаются иллитовые пласты, наподобие иллитового песчаника.
Настоящее изобретение имеет своей целью предложить способ, в котором устранены многие из вышеупомянутых недостатков, связанные с продуктами разрушения иллита, вызванные обработкой их HCl, и который представляет собой дальнейшее усовершенствование по сравнению со способом, в котором применяют HEDTA.
Обнаружено, что при применении жидкости, в которой используют GLDA на стадии кислотной обработки материнской породы, вышеупомянутые недостатки в значительной степени устранены, и обнаружены дополнительные усовершенствования в обеспечении проницаемости.
Соответственно, настоящее изобретение предлагает способ обработки иллитсодержащего пласта, включающий введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA). Кроме того, настоящее изобретение предлагает жидкость, содержащую глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество, которую можно использовать в вышеупомянутом способе.
Иллитсодержащий пласт в одном варианте осуществления может быть иллитсодержащим карбонатным пластом или иллитсодержащим пластом песчаника, и в предпочтительном варианте осуществления является иллитсодержащим пластом песчаника.
В одном варианте осуществления количество иллита в пласте составляет от 0,5% масс. до 50% масс. относительно общей массы пласта, предпочтительно от 1% масс. до 30% масс.
Термин «обработка» в данной заявке предполагает охватить любую обработку пласта жидкостью. Конкретно он охватывает обработку пласта жидкостью для достижения по меньшей мере одной из целей: (i) повышенной проницаемости, (ii) удаления мелких частиц, и (iii) удаления неорганических отложений, с тем чтобы увеличить продуктивность скважины и способствовать повышенной добыче нефти и/или газа из пласта. В то же время он может охватывать очистку ствола скважины и удаление отложений из нефтяной/газовой добывающей скважины и скважинного оборудования.
Неожиданно было обнаружено, что GLDA не приводит к деградации иллита в пласте с образованием большого количества мелких частиц, как в случае с кислотными обрабатывающими жидкостями на основе HCl. GLDA действует гораздо более избирательно на карбонат кальция в пласте и растворяет этот карбонатный материал, оставляя иллит совершенно незатронутым. Таким образом, при использовании способа изобретения можно во многом избежать недостатков, вызванных большим количеством мелких частиц, которые в основном связаны с перемещением мелкой фракции, вызывающим суспендирование частиц в добываемой жидкости с закупориванием устьев пор возле ствола скважины и, таким образом, уменьшающим продуктивность скважины. Повреждение, создаваемое мелкими частицами, обычно находится в радиусе 3-5 футов (1-2 м) от ствола скважины, но может также встречаться в гравийных фильтрах, применяемых при заканчивании скважины. Кроме того, способ изобретения обеспечивает улучшенную проницаемость пласта.
GLDA предпочтительно используют в количестве между 5 и 30% масс., более предпочтительно между 10 и 30% масс., еще более предпочтительно между 10 и 20% масс. на основе общей массы жидкости.
Способ изобретения предпочтительно осуществляют при температуре между 35 и 400°F (примерно 2-204°C), более предпочтительно между 77 и 400°F (примерно 25-204°C). Еще более предпочтительно использовать жидкости при температуре, когда они лучше всего достигают желаемых эффектов, что означает температуру между 77 и 300°F (примерно 25-149°C) и наиболее предпочтительно между 150 и 300°F (примерно 65-149°C).
Способ изобретения предпочтительно осуществляют при давлении между атмосферным давлением и давлением гидроразрыва, где давление гидроразрыва определяют как давление, выше которого закачивание жидкости вызовет гидравлический разрыв пласта.
Соли GLDA, которые можно использовать, являются ее солями щелочного металла, щелочноземельного металла или полными или неполными солями аммония. Также можно использовать смешанные соли, содержащие различные катионы. Предпочтительно используют натриевые, калиевые и полные или неполные аммониевые соли GLDA.
Жидкости изобретения являются предпочтительно водными жидкостями, т.е. они предпочтительно содержат воду в качестве растворителя других ингредиентов, где вода может быть, например, пресной водой, попутно добываемой водой или морской водой, хотя другие растворители также могут добавляться, как объясняется ниже.
В одном варианте осуществления pH жидкостей изобретения, используемых в способе, может находится в диапазоне от 1,7 до 14. Предпочтительно, однако, рН находится между 3,5 и 13, так как в сильнокислом диапазоне от 1,7 до 3,5 и в сильнощелочном диапазоне от 13 до 14 некоторые нежелательные побочные эффекты могут быть вызваны жидкостями в пласте, например слишком быстрое растворение карбонатов, приводящее к образованию избыточного CO2 или повышенному риску вторичного осаждения. Для лучшей растворяющей способности по отношению к карбонатам реакция является предпочтительно кислой. С другой стороны, следует понимать, что приготовление сильнокислых растворов является более дорогостоящим. Следовательно, еще более предпочтительно раствор имеет pH от 3,5 до 8.
Жидкость может содержать другие добавки, которые улучшают возможности стимулирующего действия и приводят к минимуму риск повреждения вследствие упомянутой обработки, как это известно любому специалисту.
Жидкость изобретения может дополнительно содержать одно или несколько веществ из группы противошламовых реагентов, (гидрофильных или эмульгирующих) поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, общих растворителей, усилителей действия ингибитора коррозии, пенообразователей, загустителей, смачивающих веществ, добавок для избирательной закупорки, поглотителей кислорода, жидкостей-носителей, добавок для снижения водоотдачи, понизителей трения, стабилизаторов, реологических модификаторов, гелеобразователей, ингибиторов образования отложений, разжижителей, солей, насыщенных солевых растворов, добавок для регулирования pH, таких как дополнительные кислоты и/или основания, бактерицидов/биоцидов, твердых частиц, сшивателей, заменителей соли (таких как хлорид тетраметиламмония), модификаторов относительной проницаемости, нейтрализаторов сульфидов, волокон, наночастиц, связующих веществ (таких как смолы и/или усилители клейкости), их сочетаний или тому подобного.
Общий растворитель является химической добавкой, которая растворима в масле, воде, кислотах (часто на основе HCl) и других жидкостях для обработки скважин. Общие растворители обычно используются для целого ряда практических применений, регулируя смачиваемость контактных поверхностей до, в ходе или после обработки и предотвращая образование или разрушая эмульсии. Общие растворители применяют, поскольку нерастворимые мелкие частицы пласта собирают из сырой нефти органическую пленку. Эти частицы являются частично гидрофобными и частично гидрофильными. Это заставляет их собирать вещества на любой поверхности раздела нефть-вода, что может стабилизировать различные водонефтяные эмульсии. Общие растворители удаляют органические пленки, оставляя частицы смачиваемыми водой, таким образом исключается образование эмульсий и закупоривание частицами. Если применяют общий растворитель, его предпочтительно выбирают из группы, которая включает без ограничения низшие спирты, такие как метанол, этанол, 1-пропанол, 2-пропанол и тому подобное, гликоли, такие как этиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, дипропиленгликоль, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, блоксополимеры полиэтиленгликоль-полиэтиленгликоль и тому подобное, и гликольэфиры, такие как 2-метоксиэтанол, простой монометиловый эфир диэтиленгликоля и тому подобное, существенно водо-/нефтерастворимые сложные эфиры, такие как один или несколько сложных эфиров C2-C10, и существенно водо-/нефтерастворимые кетоны, такие как один или несколько C2-C10 кетонов, где под существенно водорастворимыми понимают растворимые в количестве более чем 1 грамм на литр, предпочтительно более чем 10 грамм на литр, еще более предпочтительно более чем 100 грамм на литр, наиболее предпочтительно более чем 200 грамм на литр. Общий растворитель предпочтительно присутствует в количестве от 1 до 50% масс. от общего количества жидкости.
Предпочтительным водо-/нефтерастворимым кетоном является метилэтилкетон.
Предпочтительным водо-/нефтерастворимым спиртом является метанол.
Предпочтительным водо-/нефтерастворимым сложным эфиром является метилацетат.
Более предпочтительным общим растворителем является монобутиловый эфир этиленгликоля, общеизвестный как EGMBE.
Количество гликолевого растворителя в жидкости составляет предпочтительно примерно от 1% масс. до примерно 10% масс., более предпочтительно между 3 и 5% масс. Более предпочтительно кетонный растворитель может присутствовать в количестве от 40% масс. до примерно 50% масс.; существенно водорастворимый спирт может присутствовать в количестве, находящемся в диапазоне от примерно 20% масс. до примерно 30% масс.; и существенно водо-/нефтерастворимый сложный эфир может присутствовать в количестве, находящемся в диапазоне от примерно 20% масс. до примерно 30% масс., каждое содержание рассчитано на основе общей массы растворителя в жидкости.
Поверхностно-активное вещество может быть любым поверхностно-активным веществом, известным в области техники, и может быть неионогенным, катионогенным, анионогенным, цвиттер-ионным. Предпочтительно, поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным для иллитовых пластов песчаника. Еще более предпочтительно поверхностно-активное вещество является анионогенным, если иллитовый пласт является пластом песчаника. Если иллитовый пласт является карбонатным пластом, поверхностно-активное вещество является предпочтительно неионогенным или катионогенным, еще более предпочтительно катионогенным.
Неионогенное поверхностно-активное вещество настоящей композиции предпочтительно выбирают из группы, состоящей из алканоламидов, алкоксилированных спиртов, алкоксилированных аминов, аминоксидов, алкоксилированных амидов, алкоксилированных жирных кислот, алкоксилированных жирных аминов, алкоксилированных алкиламинов (например, кокоалкил амин этоксилат), аралкил полиэтоксилатов, лецитина, гидроксилированного лецитина, сложных эфиров жирных кислот, сложных эфиров глицерина и их этоксилатов, сложных эфиров гликоля и их этоксилатов, сложных эфиров пропиленгликоля, сорбитана, этоксилированного сорбитана, полигликозидов и тому подобного, и их смесей. Алкоксилированные спирты, предпочтительно этоксилированные спирты, необязательно в сочетании с (алкил) полигликозидами, являются наиболее предпочтительными неионогенными поверхностно-активными веществами.
Анионогенные (иногда цвиттер-ионные, когда два заряда объединены в одном соединении) поверхностно-активные вещества могут содержать любое колличество различных соединений, включая сульфонаты, гидролизованный кератин, сульфосукцинаты, таураты, бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины (например, кокамидопропилбетаин).
Катионогенные поверхностно-активные вещества могут содержать соединения четвертичного аммония (например, талловый триметиламмония хлорид, кокосовый триметиламмония хлорид), их производные и их сочетания.
Примеры поверхностно-активных веществ, которые являются также пенообразователями, которые могут применяться для вспенивания и стабилизации обрабатывающих жидкостей данного изобретения, включают без ограничения бетаины, аминоксиды, сульфонаты метилового эфира, алкиламидобетаины, например кокамидопропилбетаин, сульфонат альфа-олефина, талловый триметиламмония хлорид, C8-C22 алкил-этоксилат сульфаты и кокосовый триметиламмония хлорид.
Подходящие поверхностно-активные вещества можно использовать в жидкой или порошкообразной форме.
При использовании поверхностно-активные вещества могут присутствовать в жидкости в количестве, достаточном для предотвращения несовместимости с пластовыми жидкостями, другими обрабатывающими жидкостями или скважинными флюидами при температуре пласта.
В варианте осуществления, в котором используют жидкие поверхностно-активные вещества, поверхностно-активные вещества обычно присутствуют в количествах в диапазоне от примерно 0,01% до примерно 5,0% относительно объема жидкости.
В одном варианте осуществления жидкие поверхностно-активные вещества присутствуют в количестве в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2,0% относительно объема жидкости, более предпочтительно от 0,1 до 1 об.%.
В вариантах осуществления, в которых используют порошковые поверхностно-активные вещества, поверхностно-активные вещества могут присутствовать в количестве в диапазоне от примерно 0,001% до примерно 0,5% относительно массы жидкости.
Противошламовый реагент может быть выбран из группы минеральных и/или органических кислот, использующихся для стимулирования углеводородсодержащих пластов песчаника. Функция кислоты заключается в растворении кислоторастворимых веществ, с тем чтобы очистить или расширить проточные каналы пласта, ведущие к стволу скважины, что позволяет большему количеству нефти или газа поступать в ствол скважины.
Проблемы вызывает взаимодействие кислоты для стимуляции (обычно концентрированной, 20-28%) и некоторых сырых нефтей (например, асфальтовых нефтей) в пласте с образованием шлама. Исследования взаимодействия между шламообразующими сырыми нефтями и вводимой кислотой показывают, что постоянные твердые вещества формируются на границе кислота-нефть, когда значения pH водной фазы находятся ниже примерно 4. Пленок не наблюдают для не образующих шлама сырых нефтей с кислотой.
Этот шлам обычно представляет продукты реакции, образующиеся при взаимодействии кислоты и высокомолекулярных углеводородов, таких как асфальтены, смолы и т.д.
Способы предотвращения или регулирования образования шлама с сопутствующими им проблемами прохождения потока в ходе кислотной обработки содержащих сырую нефть пластов включают добавление «противошламовых» реагентов для предотвращения или уменьшения скорости образования шлама сырой нефти, эти противошламовые реагенты стабилизируют эмульсию кислота-нефть и содержат алкилфенолы, жирные кислоты и анионогенные поверхностно-активные вещества. Часто в качестве поверхностно-активного вещества используют смесь производного сульфоновой кислоты и диспергирующего поверхностно-активного вещества в растворителе. Такая смесь обычно содержит додецилбензолсульфоновую кислоту (DDBSA) или ее соль в качестве основного дисперсанта, т.е. противошламного компонента.
Жидкости-носители являются водными растворами, которые в определенных вариантах осуществления содержат кислоту Брэнстеда для поддержания pH в желаемом диапазоне и/или содержат неорганическую соль, предпочтительно NaCl или KCl.
Ингибиторы коррозии могут быть выбраны из группы аминов и соединений четвертичного аммония и соединений серы. Примерами являются диэтилтиомочевина (DETU), которая подходит до температуры 185°F (примерно 85°C), соль алкилпиридиния или алкилхинолиния, например додецил-пиридиний бромид (DDPB), и соединения серы, например тиомочевина или тиоцианат аммония, которые используют в диапазоне 203-302°F (примерно 95-150°C), бензотриазол (BZT), бензимидазол (BZI), дибутилтиомочевина, запатентованный ингибитор, называемый TIA, и алкилпиридины.
В целом, наиболее удачные ингибиторные составы для органических кислот и хелатирующих агентов содержат амины, соединения восстановленной серы или сочетания азотного соединения (аминов, четвертичных или полифункциональных аммониевых соединений) и соединения серы. Содержание ингибитора коррозии предпочтительно составляет от 0,1 до 2 об.%, более предпочтительно от 0,1 до 1 об.% от общего количества жидкости.
Могут добавляться один или несколько усилителей действия ингибитора коррозии, как, например, муравьиная кислота, иодид калия, хлорид сурьмы или иодид меди.
Одна или несколько солей могут применяться в качестве реологических модификаторов для изменения реологических свойств (например, вязкости и эластичных свойств) обрабатывающих жидкостей. Эти соли могут быть органическими или неорганическими.
Примеры подходящих органических солей включают без ограничения ароматические сульфонаты и карбоксилаты (например, п-толуолсульфонат и нафталинсульфонат), гидроксинафталинкарбоксилаты, салицилаты, фталаты, хлорбензойную кислоту, фталевую кислоту, 5-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 6-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-1-нафтойную кислоту, 1-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 3-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 5-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 7-гидрокси-2-нафтойную кислоту, 1,3-дигидрокси-2-нафтойную кислоту, 3,4-дихлорбензоат, гидрохлорид триметиламмония и хлорид тетраметиламмония.
Примеры подходящих неорганических солей включают водорастворимые соли калия, натрия и галоидные соли аммония (такие как хлорид калия и хлорид аммония), хлорид кальция, бромид кальция, хлорид магния, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и галоидные соли цинка. Смесь солей также можно использовать, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.
Смачивающие вещества, которые могут подходить для использования в данном изобретении, включают сырое талловое масло, окисленное сырое талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические фосфатные сложные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкилароматические сульфаты и сульфонаты и т.п., и сочетания или производные этих и аналогичных таких соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту.
Вспенивающий газ может быть воздухом, азотом или углекислым газом. Азот является предпочтительным.
Гелеобразователи в предпочтительном варианте осуществления являются полимерными гелеобразователями.
Примеры обычно используемых полимерных гелеобразователей включают без ограничения биополимеры, полисахариды, такие как гуаровые смолы и их производные, производные целлюлозы, синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и вязкоупругие поверхностно-активные вещества и тому подобное. Данные гелеобразователи при гидратировании и в достаточной концентрации способны сформировать вязкий раствор.
При приготовлении обрабатывающей жидкости на водной основе гелеобразователь смешивают с жидкостью на водной основе и растворимые части гелеобразователя растворяют в жидкости на водной основе, тем самым повышая вязкость жидкости.
Загустители могут включать природные полимеры и производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (HEC) или синтетические полимеры и олигомеры, такие как как поли(этиленгликоль) [PEG], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат) [AMPS полимер], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат), поливиниловый спирт, поли(виниламин), поли(винилсульфонат), поли(стиролсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат), поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли( винилпирролидон), поливиниллактам) и co-, тер- и кватерполимеры следующих (со-)мономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламина, 1,4-пентадиен-3-1-(дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-1(диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, AMPS, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стиролсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама. Еще одни загустители включают загустители на основе глины, особенно лапонита и других микроволокнистых глин, таких как палыгорскиты (аттапульгит и сепиолит). При использовании полимерсодержащих загустителей, загустители можно использовать в количестве до 5% по массе жидкости.
Примеры подходящих насыщенных солевых растворов включают насыщенные растворы бромида кальция, насыщенные растворы бромида цинка, насыщенные растворы хлорида кальция, насыщенные растворы хлорида натрия, насыщенные растворы бромида калия, насыщенные растворы хлорида калия, насыщенные растворы нитрата натрия, насыщенные растворы формиата натрия, насыщенные растворы формиата калия, насыщенные растворы формиата цезия, насыщенные растворы хлорида магния, сульфата натрия, нитрата калия и тому подобное. Смесь солей также можно использовать в насыщенных солевых растворах, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.
Выбранный насыщенный солевой раствор должен быть совместим с пластом и должен иметь достаточную плотность, чтобы обеспечить соответствующую степень регулирования работы скважины.
Дополнительные соли могут добавляться к источнику воды, например, при получении насыщенного солевого раствора и образующейся в результате обрабатывающей жидкости, чтобы получить желательную плотность.
Количество добавляемой соли должно быть количеством, необходимым для совместимости с пластом, например количеством, необходимым для стабильности глинистых минералов, принимая во внимание температуру кристаллизации насыщенного солевого раствора, например температуру, при которой соль осаждается из насыщенного солевого раствора по мере понижения температуры.
Предпочтительные подходящие насыщенные солевые растворы могут включать морскую воду и/или минерализованные пластовые воды.
Необязательно соли могут быть включены в жидкости настоящего изобретения для многих целей, в том числе для целей, относящихся к совместимости жидкости с пластом и пластовыми жидкостями.
Чтобы определить, может ли соль выгодно использоваться для целей совместимости, можно провести испытание на совместимость для обнаружения потенциальных проблем совместимости.
Из таких испытаний специалист, с преимуществом настоящего изобретения, сможет определить, стоит ли включать соль в обрабатывающую жидкость настоящего изобретения.
Подходящие соли включают без ограничения хлорид кальция, хлорид натрия, хлорид магния, хлорид калия, бромид натрия, бромид калия, хлорид аммония, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и тому подобное. Смесь солей также можно использовать, но следует отметить, что предпочтительно хлоридные соли смешивать с хлоридными солями, бромидные соли с бромидными солями и соли муравьиной кислоты с солями муравьиной кислоты.
Количество добавляемой соли должно быть количеством, необходимым для требуемой плотности для совместимости с пластом, например количеством, необходимым для устойчивости глинистых минералов, принимая во внимание температуру кристаллизации насыщенного солевого раствора, например температуру, при которой соль осаждается из насыщенного солевого раствора по мере понижения температуры.
Соль также может включаться для увеличения вязкости жидкости и ее стабилизации, особенно при температурах выше 180°F (примерно 82°C).
Примерами подходящих добавок для регулирования pH, которые необязательно могут включаться в обрабатывающие жидкости настоящего изобретения, являются кислотные композиции и/или основания.
Добавка для регулирования pH может оказаться необходимой для поддержания pH обрабатывающей жидкости на желаемом уровне, например, для повышения эффективности некоторых разжижителей и для уменьшения коррозии любых металлов, присутствующих в стволе скважины или пласте и т.д.
Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящий pH для конкретного практического применения.
В одном варианте осуществления добавка для регулирования pH может быть кислотной композицией.
Примеры подходящих кислотных композиций могут включать кислоту, кислотообразующее соединение и их сочетания.
Любая известная кислота может подходить для использования с обрабатывающими жидкостями настоящего изобретения.
Примеры кислот, которые могут подходить для использования в настоящем изобретении включают без ограничения органические кислоты (например, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, угольную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, молочную кислоту, этилендиаминтетрауксусную кислоту («EDTA»), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусную кислоту («HEDTA») и тому подобное), неорганические кислоты (например, соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, фосфоновую кислоту, п-толуол сульфокислоту и т.п.), и их сочетания. Предпочтительными кислотами являются HCl (в количестве, совместимом с содержанием иллита) и органические кислоты.
Примеры кислотообразующих соединений, которые могут подходить для использования в настоящем изобретении, включают без ограничения сложные эфиры, алифатические сложные полиэфиры, сложные ортоэфиры, которые также могут быть известны как ортоэфиры, сложные поли(ортоэфиры), которые могут также быть известны как поли(ортоэфиры), поли(лактиды), поли(гликолиды), поли(эпсилон-капролактоны), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды) или их сополимеры. Также могут подходить производные и сочетания.
Используемый в настоящем документе термин «сополимер» не ограничивается сочетанием двух полимеров, но включает в себя любое сочетание полимеров, например, терполимеры и тому подобное.
Другие подходящие кислотообразующие соединения включают: сложные эфиры, включающие без ограничения моноформиат этиленгликоля, диформиат этиленгликоля, диформиат диэтиленгликоля, глицерилмоноформиат, глицерилдиформиат, глицерилтриформиат, диформиат метиленгликоля и сложные формиатные эфиры пентаэритрита.
Добавка для регулирования pH также может содержать основание для повышения pH жидкости. Как правило, основание может использоваться для повышения рН смеси до значения, большего или равного примерно 7.
Поддержание уровня pH около или выше 7 может оказывать положительное воздействие на используемый выбранный разжижитель и может также замедлять коррозию любых металлов, присутствующих в стволе скважины или пласте, таких как система труб, сетчатые фильтры и т.д.
Кроме того, значения pH более 7 также могут придавать большую стабильность вязкости обрабатывающей жидкости, тем самым повышая период времени, в котором вязкость может сохраняться.
Это может быть полезно для некоторых применений, таких как долгосрочное регулирование работы скважины и при отклонении потока.
Любое известное основание, которое совместимо с гелеобразователями настоящего изобретения, может использоваться в жидкостях настоящего изобретения.
Примеры подходящих оснований включают без ограничения гидроксид натрия, карбонат калия, гидроксид калия, карбонат натрия и бикарбонат натрия.
Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящие основания, которые могут быть использованы для достижения требуемого повышения pH.
В некоторых вариантах осуществления обрабатывающая жидкость необязательно может содержать дополнительный хелатирующий агент.
При добавлении в жидкости настоящего изобретения хелатирующий агент может хелатировать любое растворенное железо (или другой двухвалентный или трехвалентный катион), которые могут присутствовать в жидкости на водной основе, и предотвращать возникновение любых нежелательных реакций. Такой хелатирующий агент может, например, предотвращать сшивание таких ионов с молекулами гелеобразующего агента.
Такое сшивание может быть проблематичным, потому что, в числе прочего, оно может вызывать фильтрационные проблемы, проблемы закачивания и/или снова вызывать проблемы проницаемости.
Любой подходящий хелатирующий агент может использоваться в настоящем изобретении.
Примеры подходящих хелатирующих агентов включают без ограничения лимонную кислоту, нитрилотриуксусную кислоту («NTA»), любую форму этилендиаминтетрауксусной кислоты («EDTA»), гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусную кислоту («HEDTA»), диэтилентриаминпентауксусную кислоту («DTPA»), пропилендиаминтетрауксусную кислоту («PDTA»), этилендиамин-N,N”-ди(гидроксифенилуксусную) кислоту («EDDHA»), этилендиамин-N,N”-ди-(гидроксиметилфенилуксусную) кислоту («EDDHMA»), этанолдиглицин («EDG»), транс-1,2-циклогексилендинитрилотетрауксусную кислоту («CDTA»), глюкогептоновую кислоту, глюконовую кислоту, цитрат натрия, фосфоновую кислоту, их соли и тому подобное.
В некоторых вариантах осуществления хелатирующий агент может быть солью натрия или калия. Как правило, хелатирующий агент может присутствовать в количестве, достаточном для предотвращения нежелательных побочных эффектов двухвалентных или трехвалентных катионов, которые могут присутствовать, и, таким образом, функционирует также как ингибитор образования отложений.
Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящую концентрацию хелатирующего агента для конкретного практического применения.
В некоторых вариантах осуществления жидкости настоящего изобретения могут содержать бактерициды или биоциды, в числе прочего для защиты подземного пласта, а также жидкости от агрессивного воздействия бактерий. Такое воздействие может оказаться проблематичным, поскольку оно может понижать вязкость жидкости, приводя к неудовлетворительным рабочим характеристикам, например, таким, как худшие свойства песчаной суспензии.
Подходят любые бактерициды, известные в области техники. Биоциды и бактерициды, защищающие от бактерий, которые могут разрушать GLDA или сульфаты, являются предпочтительными.
Специалист с преимуществом настоящего изобретения сможет определить подходящий бактерицид и подходящую концентрацию этого бактерицида для данного практического применения.
Примеры подходящих бактерицидов и/или биоцидов включают без ограничения феноксиэтанол, этилгексилглицерин, бензиловый спирт, метилхлороизотиазолинон, метилизотиазолинон, метилпарабен, этилпарабен, пропиленгликоль, бронопол, бензойную кислоту, имидазолинидилмочевину, 2,2-дибром-3-нитрилопропионамид и 2-бром-2-нитро-1,3-пропандиол. В одном варианте осуществления бактерициды присутствуют в жидкости в количестве в диапазоне от примерно 0,001% до примерно 1,0% по массе от жидкости.
Жидкости настоящего изобретения также могут содержать разжижители, способные снижать вязкость жидкости в необходимое время.
Примеры таких подходящих разжижителей для жидкостей настоящего изобретения включают без ограничения окислители, такие как хлориты натрия, бромат натрия, гипохлориты, пербораты, персульфаты и пероксиды, в том числе органические пероксиды. Другие подходящие разжижители включают без ограничения подходящие кислоты и пероксидные разжижители, триэтаноламин, а также ферменты, которые могут быть эффективны при разжижении. Разжижители можно использовать как есть или инкапсулированными.
Примеры подходящих кислот могут включать без ограничения соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту и т.д.
Разжижитель может быть включен в обрабатывающую жидкость по настоящему изобретению в количестве и форме, достаточных для достижения требуемого понижения вязкости за требуемое время.
При необходимости разжижитель может быть составлен для обеспечения отсроченного разжижения.
Жидкости настоящего изобретения также могут содержать подходящие добавки для снижения водоотдачи. Такие добавки для снижения водоотдачи могут быть особенно полезны, когда жидкость настоящего изобретения применяют в условиях осуществления гидроразрыва, или в жидкости, используемой для изоляции пласта от проникновения жидкости из ствола скважины.
Любой понизитель водоотдачи, который совместим с жидкостями настоящего изобретения, подходит для использования в настоящем изобретении.
Примеры включают без ограничения крахмалы, кварцевую муку, пузырьки газа (аэрированную жидкость или пену), бензойную кислоту, мыла, твердые частицы смол, модификаторы относительной проницаемости, разлагаемые гелевые частицы, дизельное топливо или другие углеводороды, диспергированные в жидкости, и другие несмешивающиеся жидкости.
Другой пример подходящей добавки для снижения водоотдачи включает поддающийся разложению материал.
Подходящие примеры поддающихся разложению материалов включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитины; хитозаны; белки; алифатические полиэфиры; поли(лактиды); поли(гликолиды); поли(гликолид-ко-лактиды); поли(эпсилон-капролактоны); поли(3-гидроксибутираты); поли(3-гидроксибутират-ко-гидроксивалераты); поли(ангидриды); алифатические поли(карбонаты); поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксиды); поли(фосфазены); их производные или сочетания.
В некоторых вариантах осуществления добавку для снижения водоотдачи могут включать в количестве от примерно 5 до примерно 2000 фунт/Мгал (примерно от 600 до примерно 240000 г/Мл) жидкости.
В некоторых вариантах осуществления добавку для снижения водоотдачи могут включать в количестве от примерно 10 до примерно 50 фунт/Мгал (примерно от 1200 до примерно 6000 г/Мл) жидкости.
В некоторых вариантах осуществления в жидкости настоящего изобретения необязательно может быть включен стабилизатор.
Особенно полезно включать стабилизатор, если выбранная жидкость испытывает ухудшение вязкости.
Один из примеров ситуации, когда стабилизатор может быть полезным, - когда температура на забое скважины (BHT) достаточна для разжижения жидкости сама по себе, без применения разжижителя.
Подходящие стабилизаторы включают без ограничения тиосульфат натрия, метанол и соли, такие как соли муравьиной кислоты и хлориды калия или натрия.
Такие стабилизаторы могут быть полезны, когда жидкости настоящего изобретения применяют в подземном пласте, имеющем температуру выше примерно 200°F (примерно 93°C). В случае применения стабилизатор можно добавлять в количестве от примерно 1 до примерно 50 фунт/Мгал (примерно от 120 до примерно 6000 г/Мл) жидкости.
Ингибиторы образования отложений могут быть добавлены в жидкости настоящего изобретения, например, когда такие жидкости не особенно совместимы с пластовыми водами того пласта, в котором их используют.
Данные ингибиторы образования отложений могут содержать водорастворимые органические молекулы с карбоновой кислотой, аспарагиновой кислотой, малеиновой кислотой, сульфокислотой, фосфоновой кислотой, и группами фосфатных эфиров, включающих сополимеры, тер-полимеры, привитые сополимеры, и их производные.
Примеры таких соединений включают алифатические фосфоновые кислоты, такие как диэтилентриаминпента(метиленфосфонат), и полимерные соединения, такие как поливинилсульфонат.
Ингибитор образования отложений может быть в виде свободной кислоты, но предпочтительно находится в виде солей моно- и поливалентных катионов, таких как Na, K, Al, Fe, Ca, Mg, NH4. Любой ингибитор образования отложений, который совместим с жидкостью, в которой он будет использован, подходит для использования в настоящем изобретении.
Подходящие количества ингибиторов образования отложений, которые могут быть включены в жидкости настоящего изобретения, могут находиться в диапазоне от примерно 0,05 до 100 галлонов на примерно 1000 галлонов (т.е. от 0,05 до 100 л на 1000 л) жидкости.
Любые твердые частицы, такие как проппант, гравий, которые обычно используются при подземных работах в пластах песчаника, могут использоваться в настоящем изобретении (например, песок, гравий, боксит, керамические материалы, материалы из стекла, дерева, растительные материалы, ореховая скорлупа, кожура хлопковых семян, цемент, зольная пыль, волокнистые материалы, композитные твердые частицы, полые сферы и/или пористый проппант).
Следует понимать, что используемый в настоящем описании термин «твердая частица» включает в себя все известные формы материалов, в том числе существенно сферические материалы, продолговатые, волокноподобные, эллипсоидные, стержнеобразные, многоугольные материалы (такие как кубические материалы), их смеси, их производные и тому подобное.
В некоторых вариантах осуществления покрытые пленками твердые частицы могут подходить для использования в обрабатывающих жидкостях настоящего изобретения. Следует отметить, что многие твердые частицы также выступают в качестве добавок для избирательной закупорки. Дополнительные добавки для избирательной закупорки являются вязкоупругими поверхностно-активными веществами и in situ желатинизированными жидкостями.
Поглотители кислорода могут быть необходимы для повышения термостойкости GLDA. Их примерами являются сульфиты и эриторбаты.
Понизители трения могут добавляться в количестве до 0,2 об.%. Подходящими примерами являются вязкоупругие поверхностно-активные вещества и высокомолекулярные полимеры.
Сшиватели могут быть выбраны из группы многовалентных катионов, которые могут сшивать полимеры, таких как Al, Fe, B, Ti, Cr и Zr, или органических сшивателей, таких как полиэтиленамиды, формальдегид.
Подходящими нейтрализаторами сульфидов могут быть альдегиды или кетоны.
Вязкоупругие поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из группы аминоксидов или поверхностно-активных веществ на основе карбоксила бутана.
Высокотемпературные варианты применения могут использовать преимущество присутствия поглотителя кислорода в количестве менее примерно 2 об.% от раствора.
В то же время жидкости можно использовать при повышенном давлении. Часто жидкости закачивают в пласт под давлением. Предпочтительно, применяемое давление находится ниже давления гидроразрыва, т.е. давления, при котором конкретный пласт подвержен гидроразрыву. Давление гидроразрыва может сильно меняться в зависимости от обрабатываемого пласта, но хорошо известно специалисту в данной области техники.
В способе изобретения жидкость может быть вытеснена обратно из пласта. Еще более предпочтительно рециркулирование (части) раствора.
Следует понимать, однако, что GLDA, будучи биоразлагаемым хелатирующим агентом, не будет поступать обратно полностью и поэтому не подлежит повторному использованию в полном объеме.
Изобретение далее поясняется нижеследующими примерами.
Примеры
Общая методика проведения испытаний по заводнению керна
На фиг.1 показана принципиальная схема установки для экспериментального заводнения керна. Для каждого испытания заводнения керна использовали новый образец керна диаметром 1,5 дюйма (3,81 см) и длиной 6 или 20 дюймов (15,24 или 50,8 см). Керны помещали в кернодержатель и использовали сжимаемые герметизирующие уплотнители для предотвращения любых протечек между держателем и керном.
Ручной гидравлический насос Enerpac использовали для прокачивания насыщенного солевого раствора или исследуемой жидкости через керн и применения необходимого давления нагрузки. Температуру предварительно нагретых исследуемых жидкостей контролировали с помощью компактного настольного термоконтроллера серии CSC32, с разрешением 0,1° и с точностью до ±0,25% от полной шкалы ±1°C. В нем используется термопара типа K и два выхода (5 A 120 Vac SSR). Для удержания СО2 в растворе применили противодавление 1000 фунт/кв. дюйм (6,89×106 Па).
Противодавление регулировали регулятором противодавления Mity-Mite, модель S91-W, и сохраняли неизменным, на 300-400 фунт/кв. дюйм (2,07×106 Па-2,76×106 Па) меньше давления нагрузки. Перепад давления вдоль керна измеряли комплектом датчиков перепада давления FOXBORO, модели IDP10-A26E21F-M1, и контролировали с помощью программного обеспечения LabVIEW. Использовали два датчика, установленные с диапазонами 0-300 фунт/кв. дюйм (0-2,07×106 Па) и 0-1500 фунт/кв. дюйм (0-1,03×107 Па) соответственно.
Перед проведением испытания по заводнению керна с песчаником или карбонатом керн сначала высушивали в печи при температуре 300°F (149°С) или 250°F (121°С) и взвешивали. Впоследствии керн песчаника насыщали 5% масс. насыщенного солевого раствора NaCl при давлении нагрузки 2000 фунт/кв. дюйм (1,38×107 Па) и противодавлении 1000 фунт/кв. дюйм (6,89×106 Па), тогда как карбонатный керн насыщали водой при давлении нагрузки 1500 фунт/кв.дюйм (1,03×107 Па) и противодавлении 500 фунт/кв.дюйм (3,45×106 Па). Объем пор рассчитывали по разности масс сухого и насыщенного керна, деленной на плотность солевого раствора.
Проницаемость керна до и после обработки рассчитывали исходя из перепада давления, используя уравнение Дарси для ламинарного, линейного и установившегося потока ньютоновской жидкости в пористой среде:
K=(122,81qμL)/(ΔpD2)
где K - проницаемость керна, мД, q - скорость потока, см3/мин, μ - вязкость жидкости, сП, L- длина керна, дюйм, Δp - перепад давления вдоль длины керна, фунт/кв. дюйм, и D - диаметр керна, дюйм.
До проведения испытаний по заводнению керна керны предварительно нагревали до требуемой температуры испытания в течение по меньшей мере 3 часов.
В примерах растворы 15% масс. HCl и HEDTA, MGDA и GLDA (все по 0,6М и имеющие pH около 4) испытывали на кернах песчаников Berea, Bandera, Kentucky и Scioto для определения действенности данных хелатирующих агентов в кернах песчаников при 300°F (примерно 149°C) и 5 см3/мин. HEDTA и GLDA получали от AkzoNobel Functional Chemicals BV. MGDA получали от BASF Corporation.
Ниже в таблице 1 приведен минералогический состав пластов песчаника.
Таблица 1 Минералогический состав различных кернов песчаника |
||||
Минерал | Berea | Bandera | Kentucky | Scioto |
Кварц | 87 | 57 | 66 | 70 |
Доломит | 1 | 16 | - | - |
Кальцит | 2 | - | - | - |
Полевой шпат | 3 | - | 2 | 2 |
Каолинит | 5 | 3 | следы | следы |
Иллит | 1 | 10 | 14 | 18 |
Хлорит | 2 | 1 | - | 4 |
Плагиоклаз | - | 12 | 17 | 5 |
Пример 1
Стимулирование песчаника Berea растворами HCl, GLDA, MGDA и HEDTA.
На фиг.2 представлен нормированный перепад давления вдоль керна для 0,6M HEDTA (pH=4), 0,6M MGDA (pH=4), 0,6M GLDA (pH=4) при 300°F (примерно 149°С) и 5 см3/мин при использовании кернов песчаника Berea. HEDTA и GLDA имеют практически одинаковый тренд. После закачивания 2 PV (объемов пор) GLDA оказалась более совместима, чем HEDTA (предполагают, что существует некоторое перемещение мелких частиц в этой фазе при использовании HEDTA), и после закачивания 5 PV нормированный перепад давления был одинаковым для двух хелатирующих агентов. MGDA демонстрирует другое поведение. Не было отмечено никакого увеличения давления, что указывает, что вязкость не увеличивалась из-за растворения компонентов породы и что не было никакого взаимодействия с иллитом. На основе этих результатов можно заключить, что HEDTA, MGDA и GLDA при pH 4 совместимы с керном песчаника Berea.
На фиг.3 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 15% масс. HCl, для 0,6M HEDTA, 0,6 M MGDA и 0,6M GLDA при pH 4 в песчанике Berea. Отношение проницаемостей составляло 1,74 для GLDA, 1,24 для HEDTA и 0,9 для HCl и MGDA, демонстрируя повышенную действенность GLDA над HEDTA, MGDA и HCl при стимулировании кернов песчаника Berea при низких значениях pH.
Пример 2
Стимулирование кернов песчаника Bandera растворами HCl, HEDTA, MGDA и GLDA.
На фиг.4 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 15% масс. HCl и для 0,6M HEDTA, 0,6M MGDA и 0,6M GLDA при pH 4 в песчанике Bandera. Отношение проницаемостей для GLDA составляло 1,96, для HEDTA - 1,17, для MGDA - 1,0 и для HCl - только 0,18. GLDA растворяла определенно больше кальция, чем HEDTA или MGDA при pH 4, и повышала проницаемость керна Bandera в большей степени, чем HEDTA или MGDA. Было определенно установлено, что HCl вызывает повреждение керна песчаника Bandera из-за глины, оказывающейся неустойчивой в HCl в условиях реакции.
Таким образом, GLDA при низких значениях pH (4) действует лучше, чем HEDTA или MGDA в обоих кернах песчаников Berea и Bandera при 300°F (примерно 149°C). GLDA при pH 4 повышало проницаемость керна в 1,4 раза больше, чем HEDTA в кернах песчаника Berea, и в 1,7 раза больше в случае кернов песчаника Bandera. MGDA вызывала повреждение пласта в песчанике Berea и ни улучшала, ни вызывала повреждение песчаника Bandera, что указывает на то, что GLDA является более подходящим хелатирующим агентом для стимулирования кернов песчаника, чем HEDTA или MGDA. Результаты по проницаемости, полученные для HCl, оказались еще хуже, чем результаты для HEDTA или MGDA. Был сделан вывод, что в кернах песчаника GLDA действует гораздо лучше, чем HCl, а также лучше, чем HEDTA или MGDA.
Пример 3
Стимулирование кернов песчаника с возрастающим содержанием иллита растворами GLDA
На фиг.5 представлено отношение проницаемостей (конечная проницаемость керна/начальная проницаемость керна) для 0,6M GLDA при pH 4 в песчаниках с возрастающим содержанием иллита. Отношения проницаемостей для всех четырех кернов песчаников находятся между 1,60 и 1,96, даже когда содержание иллита составляет 18% как в песчанике Kentucky. Это последовательное увеличение проницаемости ясно демонстрирует, что GLDA чрезвычайно совместима с иллитом, и результаты, как представляется, зависят только от количества растворимого GLDA материала в песчанике.
Пример 4
Пример 2 повторили с новыми кернами песчаника Bandera, взятыми из другого источника породы. Поскольку порода является природным материалом, состав отличается от протестированных ранее кернов Bandera, т.е. количество GLDA-растворимого материала оказалось несколько выше для песчаника Bandera, протестированного в примерах 2 и 3. В результате конкретные числа для отношения проницаемостей отличаются от чисел в примерах, представленных ранее. Результаты представлены на фиг.6 и ясно демонстрируют, что GLDA значительно улучшает проницаемость песчаника Bandera в широком диапазоне температурных условий и рН. Лучшие результаты были получены при низких pH, т.е. pH=4.
Пример 5
Пример 2 повторяют с иллитсодержащими карбонатными кернами и жидкостями, которые в дополнение к 0,6M GLDA при pH=4 также содержат катионогенное поверхностно-активное вещество (0,2 об.% Arquad C-35), и жидкостями, которые в дополнение к 0,6M GLDA при pH=4 также содержат как катионогенное поверхностно-активное вещество (0,2 об.% Arquad C-35), так и ингибитор коррозии (0,1 об.% Armohib 31). Катионогенное поверхностно-активное вещество, Arquad C-35, состоит из 35% кокосового триметиламоний хлорида и воды. Armohib 31 представляет собой группу широко используемых ингибиторов коррозии в нефтегазовой промышленности и состоит из солей алкоксилированных жирных аминов, алкоксилированной органической кислоты и Ν,Ν'-дибутилтиомочевины. Ингибитор коррозии и катионогенное поверхностно-активное вещество доступны от AkzoNobel Surface Chemistry. Проницаемость керна карбонатов демонстрирует улучшение после обработки керна GLDA и катионогенным поверхностно-активным веществом по сравнению с обработкой только одной GLDA. Отношение проницаемостей является даже более высоким после обработки комбинацией GLDA плюс катионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии, демонстрируя синергическое действие для сочетания этих трех компонентов. В заключение необходимо отметить, что комбинация GLDA плюс катионогенное поверхностно-активное вещество и ингибитор коррозии дает лучший результат по проницаемости и, следовательно, продуктивности нефтяной или газовой скважины, в то же время она одновременно защищает оборудование от коррозии даже при скважинных условиях высокой температуры и давления.
Claims (19)
1. Способ обработки иллитсодержащего пласта, включающий введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA).
2. Способ обработки иллитсодержащего пласта по п. 1, в котором пласт является иллитсодержащим пластом песчаника.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость содержит между 5 и 30% масс. GLDA относительно общей массы жидкости.
4. Способ по п. 1 или 2, в котором pH находится между 3,5 и 13.
5. Способ по п. 1 или 2, в котором температура находится между 77 и 400°F (примерно 25 и 149°C).
6. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость содержит воду в качестве растворителя.
7. Способ по п. 1 или 2, в котором жидкость, кроме того, содержит дополнительную добавку из группы противошламовых реагентов, поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, общих растворителей, усилителей действия ингибитора коррозии, пенообразователей, загустителей, смачивающих веществ, добавок для избирательной закупорки, поглотителей кислорода, жидкостей-носителей, добавок для снижения водоотдачи, понизителей трения, стабилизаторов, реологических модификаторов, гелеобразователей, ингибиторов образования отложений, разжижителей, солей, насыщенных солевых растворов, добавок для регулирования pH, бактерицидов/биоцидов, твердых частиц, сшивателей, заменителей соли, модификаторов относительной проницаемости, нейтрализаторов сульфидов, волокон, наночастиц и связующих веществ.
8. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом и пласт является иллитсодержащим пластом песчаника.
9. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество является неионогенным или катионогенным поверхностно-активным веществом и пласт является иллитсодержащим карбонатным пластом.
10. Способ по п. 7, в котором поверхностно-активное вещество присутствует в количестве от 0,1 до 2 об. % от общего количества жидкости.
11. Способ по п. 7 или 10, в котором ингибитор коррозии присутствует в количестве от 0,1 до 2 об. % от общего количества жидкости.
12. Способ по п. 7 или 10, в котором общий растворитель присутствует в количестве от 1 до 50% масс. от общего количества жидкости.
13. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта, содержащая глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество.
14. Жидкость по п. 13, в которой количество поверхностно-активного вещества составляет от 0 до 2 об. % от общего объема жидкости.
15. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество ингибитора коррозии составляет от 0 до 2 об. % от общего объема жидкости.
16. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество поверхностно-активного вещества составляет 0,1-2 об. % от общего количества жидкости.
17. Жидкость по п. 13 или 14, в которой количество ингибитора коррозии составляет 0,1-2 об. % от общего количества жидкости.
18. Жидкость по п. 13 или 14, подходящая для применения в обработке иллитсодержащего карбонатного пласта, в которой поверхностно-активное вещество является неионогенным или катионогенным поверхностно-активным веществом.
19. Жидкость по п. 13 или 14, подходящая для применения в обработке иллитсодержащего пласта песчаника, в которой поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом.
Applications Claiming Priority (17)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201061424271P | 2010-12-17 | 2010-12-17 | |
US201061424329P | 2010-12-17 | 2010-12-17 | |
US201061424182P | 2010-12-17 | 2010-12-17 | |
US61/424,329 | 2010-12-17 | ||
US61/424,271 | 2010-12-17 | ||
US61/424,182 | 2010-12-17 | ||
EP11151728 | 2011-01-21 | ||
EP11151729 | 2011-01-21 | ||
EP11151729.8 | 2011-01-21 | ||
EP11151728.0 | 2011-01-21 | ||
EP11151725.6 | 2011-01-21 | ||
EP11151725 | 2011-01-21 | ||
US201161496111P | 2011-06-13 | 2011-06-13 | |
US201161496145P | 2011-06-13 | 2011-06-13 | |
US61/496,145 | 2011-06-13 | ||
US61/496,111 | 2011-06-13 | ||
PCT/EP2011/072697 WO2012080298A1 (en) | 2010-12-17 | 2011-12-14 | Treatment of illitic formations using a chelating agent |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013131772A RU2013131772A (ru) | 2015-01-27 |
RU2582605C2 true RU2582605C2 (ru) | 2016-04-27 |
Family
ID=45420608
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013131772/03A RU2582605C2 (ru) | 2010-12-17 | 2011-12-14 | Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10301534B2 (ru) |
EP (1) | EP2652077B8 (ru) |
JP (1) | JP2014505749A (ru) |
CN (1) | CN103261362B (ru) |
AU (1) | AU2011343384B2 (ru) |
BR (1) | BR112013014418A2 (ru) |
CA (1) | CA2820920C (ru) |
CO (1) | CO6731108A2 (ru) |
MX (1) | MX368450B (ru) |
MY (1) | MY164940A (ru) |
NZ (1) | NZ611512A (ru) |
RU (1) | RU2582605C2 (ru) |
SG (1) | SG190959A1 (ru) |
WO (1) | WO2012080298A1 (ru) |
ZA (1) | ZA201304779B (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717851C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта |
RU2786901C1 (ru) * | 2022-10-10 | 2022-12-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Интенсифицирующий сухокислотный состав для высокотемпературных карбонатных и смешанных коллекторов |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
US8567503B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
AU2011343385B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-11-12 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Ammonium salts of chelating agents and their use in oil and gas field applications |
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 |
US9193899B2 (en) | 2012-04-12 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising an alkali metal complexing agent and methods for use thereof |
US9004168B2 (en) | 2012-04-12 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a silicate complexing agent and methods for use thereof |
US9738823B2 (en) | 2012-08-17 | 2017-08-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a stabilizing compound having quaternized amine groups 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 |
US9260648B2 (en) * | 2013-05-15 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of treating a high-temperature well with a fluid containing a viscosifier and a stabilizer package |
WO2016060685A1 (en) | 2014-10-17 | 2016-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low ph metal-free preparation of aminated organic acid |
EP3101086A1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-12-07 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Process to treat closed fractures in a subterranean formation using an iminodiacetic acid or salt thereof |
US10233385B2 (en) | 2015-06-29 | 2019-03-19 | Bj Services, Llc | Well treatment methods and fluids with GLDA salt |
MX2018014197A (es) | 2016-06-30 | 2019-02-25 | Halliburton Energy Services Inc | Acidos iminodialcanoicos sulfonatados formados por un iminodialquilnitrilo y una sultona y metodos para utilizarlos. |
CA2950370A1 (en) | 2016-12-02 | 2018-06-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
CN108570320A (zh) * | 2017-03-13 | 2018-09-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于碳酸盐岩储层酸化的络合酸混合液及其应用 |
CA3008866A1 (en) * | 2018-06-19 | 2019-12-19 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibitor for various acids |
US11542427B2 (en) * | 2018-08-31 | 2023-01-03 | Chemeor, Inc. | Corrosion inhibitor compositions and methods of use in acid stimulation operations |
CN109810687B (zh) * | 2019-03-01 | 2020-11-27 | 中国地质大学(武汉) | 一种适用于低渗煤层气储层增产的环保型酸化工作液 |
US11795378B2 (en) | 2019-04-17 | 2023-10-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Iron control composition, make, and use in carbonate stimulation |
CN110218558B (zh) * | 2019-05-30 | 2021-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于碳酸盐岩储层酸化改造的有机酸体系及制备方法 |
CA3144947A1 (en) * | 2019-06-26 | 2020-12-30 | Locus Oil Ip Company, Llc | Multi-functional compositions comprising concentrated acids for enhanced oil and gas recovery |
CN114085319B (zh) * | 2020-08-24 | 2023-04-07 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种钻井液用抗高温聚合物流型调节剂及制备方法 |
CN114058350B (zh) * | 2021-11-26 | 2023-05-26 | 中海油田服务股份有限公司 | 绿泥石解堵剂及其制备方法、应用、解堵方法 |
Family Cites Families (48)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4495292A (en) * | 1982-09-16 | 1985-01-22 | Conoco Inc. | Determination of expandable clay minerals at well sites |
DE4444347A1 (de) * | 1994-12-14 | 1996-06-20 | Basf Ag | Verwendung von Glycin-N,N-diessigsäure-Derivaten als Komplexbildner für Erdalkali- und Schwermetallionen bei der Förderung und beim Transport von Erdöl und Erdgas |
RU2100587C1 (ru) | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
JP3642922B2 (ja) * | 1997-06-24 | 2005-04-27 | 花王株式会社 | 食器用液体洗浄剤組成物 |
JPH11158498A (ja) | 1997-12-01 | 1999-06-15 | Showa Denko Kk | 車両用洗浄剤組成物 |
JP2000234286A (ja) | 1999-02-10 | 2000-08-29 | Hakuto Co Ltd | パルプ蒸解釜及びその周辺設備のスケール洗浄方法 |
JP4015778B2 (ja) | 1999-06-17 | 2007-11-28 | ディバーシー・アイピー・インターナショナル・ビー・ヴイ | 食器洗浄機用液体洗浄剤組成物 |
US7192908B2 (en) | 2003-04-21 | 2007-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US20050194292A1 (en) | 2003-09-22 | 2005-09-08 | Beetge Jan H. | Processing aids for enhanced hydrocarbon recovery from oil sands, oil shale and other petroleum residues |
EP1580302A1 (en) | 2004-03-23 | 2005-09-28 | JohnsonDiversey Inc. | Composition and process for cleaning and corrosion inhibition of surfaces of aluminum or colored metals and alloys thereof under alkaline conditions |
US7727936B2 (en) | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
US7825073B2 (en) | 2004-07-13 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods |
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 |
US20090246671A1 (en) | 2005-08-30 | 2009-10-01 | Konica Minolta Medical & Graphic, Inc. | Developer and processing method for light sensitive planographic printing plate material |
GB0522659D0 (en) * | 2005-11-07 | 2005-12-14 | Reckitt Benckiser Nv | Delivery cartridge |
EP1803801A1 (de) | 2006-01-03 | 2007-07-04 | Basf Aktiengesellschaft | Mischpulver oder Mischgranulat auf Basis von Glutaminsäure-N,N-diessigsäure und ihren Salzen |
US8017563B2 (en) | 2006-03-09 | 2011-09-13 | M-I L.L.C. | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof |
US7306041B2 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
US8101907B2 (en) | 2006-04-19 | 2012-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods for quantitative lithological and mineralogical evaluation of subsurface formations |
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 |
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents 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 |
WO2008065109A1 (en) * | 2006-11-30 | 2008-06-05 | Akzo Nobel N.V. | Process to prepare amino acid-n, n-diacetic acid compounds |
JP5291918B2 (ja) | 2006-12-20 | 2013-09-18 | ライオン株式会社 | 粉末洗剤組成物の製造方法 |
WO2008089262A1 (en) | 2007-01-21 | 2008-07-24 | M-I Llc | Method and pill for remediating hydrate condensate blockage in pipelines |
US7584791B2 (en) | 2007-02-08 | 2009-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan |
EP2113015B1 (en) * | 2007-02-19 | 2016-01-27 | M-I L.L.C. | Breaker and displacement fluid and method of use |
US20080277112A1 (en) * | 2007-05-10 | 2008-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack |
BRPI0811024B1 (pt) | 2007-05-10 | 2018-05-08 | Halliburton Energy Services Inc | método para tratar um tubular de perfuração de fundo de poço ou equipamento de completação de subsuperfície |
MX344966B (es) * | 2007-07-02 | 2017-01-12 | M-I Llc | Fluido transportador para empaque de grava con triturador interno. |
US8399705B2 (en) * | 2007-08-17 | 2013-03-19 | Akzo Nobel N.V. | Alkali metal salt of glutamic acid N,N-diacetic acid, a process to prepare such salt, and the use thereof |
JP5385521B2 (ja) | 2007-10-09 | 2014-01-08 | ディバーシー株式会社 | 液体除菌洗浄剤組成物 |
RU2476475C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение |
EA201070854A1 (ru) | 2008-01-16 | 2011-02-28 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Способ предотвращения осаждения или способ восстановления ксантана |
US8770296B2 (en) * | 2008-05-05 | 2014-07-08 | M-I L.L.C. | High density breaker fluids and methods of use thereof |
JP5029562B2 (ja) * | 2008-10-02 | 2012-09-19 | 三菱瓦斯化学株式会社 | 土壌及び/又は地下水の浄化方法 |
MX2011004765A (es) | 2008-11-07 | 2011-09-27 | Mi Llc | Fluidos rompedores no acuosos y metodos de uso de los mismos. |
BRPI0921008A2 (pt) | 2008-11-13 | 2015-12-15 | Mi Llc | agentes de formação de ponte particulados usados para a formação e a ruptura de bolos de filtro em furos de poço. |
BRPI1009879A2 (pt) * | 2009-03-18 | 2016-03-08 | M I Drilling Fluids Uk Ltd | fluido de tratamento de poço |
US8584757B2 (en) * | 2010-04-21 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for treating fluids before injection into subterranean zones |
US10208239B2 (en) * | 2010-06-28 | 2019-02-19 | M-I Drilling Fluids Uk Ltd | Method of removing water-based filter cake |
WO2012003356A2 (en) * | 2010-06-30 | 2012-01-05 | M-I L.L.C. | Breaker and displacement fluid |
US8727002B2 (en) * | 2010-12-14 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids containing non-polymeric silica scale control additives and methods related thereto |
JP2014504319A (ja) | 2010-12-17 | 2014-02-20 | アクゾ ノーベル ケミカルズ インターナショナル ベスローテン フエンノートシャップ | キレート剤を用いる、砂岩累層の浸透率を向上させるための方法および流体 |
AU2011343385B2 (en) | 2010-12-17 | 2015-11-12 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Ammonium salts of chelating agents and their use in oil and gas field applications |
-
2011
- 2011-12-14 EP EP11802342.3A patent/EP2652077B8/en active Active
- 2011-12-14 CA CA2820920A patent/CA2820920C/en active Active
- 2011-12-14 NZ NZ611512A patent/NZ611512A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-12-14 CN CN201180060065.XA patent/CN103261362B/zh active Active
- 2011-12-14 JP JP2013543735A patent/JP2014505749A/ja active Pending
- 2011-12-14 AU AU2011343384A patent/AU2011343384B2/en not_active Ceased
- 2011-12-14 WO PCT/EP2011/072697 patent/WO2012080298A1/en active Application Filing
- 2011-12-14 BR BR112013014418A patent/BR112013014418A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-12-14 US US13/993,788 patent/US10301534B2/en active Active
- 2011-12-14 MY MYPI2013700970A patent/MY164940A/en unknown
- 2011-12-14 RU RU2013131772/03A patent/RU2582605C2/ru active
- 2011-12-14 SG SG2013042445A patent/SG190959A1/en unknown
- 2011-12-14 MX MX2013006611A patent/MX368450B/es active IP Right Grant
-
2013
- 2013-06-26 ZA ZA2013/04779A patent/ZA201304779B/en unknown
- 2013-07-10 CO CO13163620A patent/CO6731108A2/es unknown
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717851C1 (ru) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта |
RU2786901C1 (ru) * | 2022-10-10 | 2022-12-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Интенсифицирующий сухокислотный состав для высокотемпературных карбонатных и смешанных коллекторов |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2012080298A1 (en) | 2012-06-21 |
RU2013131772A (ru) | 2015-01-27 |
ZA201304779B (en) | 2014-12-23 |
EP2652077B8 (en) | 2019-09-11 |
NZ611512A (en) | 2014-12-24 |
CN103261362A (zh) | 2013-08-21 |
AU2011343384B2 (en) | 2015-07-02 |
CA2820920C (en) | 2019-07-30 |
EP2652077A1 (en) | 2013-10-23 |
BR112013014418A2 (pt) | 2016-09-13 |
MY164940A (en) | 2018-02-15 |
JP2014505749A (ja) | 2014-03-06 |
MX2013006611A (es) | 2013-07-29 |
EP2652077B1 (en) | 2019-08-07 |
AU2011343384A1 (en) | 2013-06-13 |
SG190959A1 (en) | 2013-07-31 |
CN103261362B (zh) | 2016-08-10 |
MX368450B (es) | 2019-10-03 |
US10301534B2 (en) | 2019-05-28 |
CA2820920A1 (en) | 2012-06-21 |
CO6731108A2 (es) | 2013-08-15 |
US20130267446A1 (en) | 2013-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2582605C2 (ru) | Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента | |
RU2627787C2 (ru) | Способ и жидкость для улучшения проницаемости пластов песчаника с помощью хелатирующего агента | |
RU2618789C2 (ru) | Специальная жидкость для обработки карбонатных пластов, содержащая хелатообразующий агент | |
US9587171B2 (en) | Ammonium salts of chelating agents and their use in oil and gas field applications | |
DK2861692T3 (en) | PROCEDURE FOR THE PREPARATION OF OIL OR GAS FROM AN UNDERGROUND FORMATION USING A CHELATING AGENT | |
US20130274155A1 (en) | Process to control iron in oil and gas applications using a chelating agent | |
US20140116710A1 (en) | Treatment of shale formatons using a chelating agent | |
US9745509B2 (en) | Process to treat subterranean formations using a chelating agent | |
JP2015529691A (ja) | 乳化キレート剤を含有する組成物および地下層を処理する方法 | |
WO2013160334A1 (en) | One step process to remove filter cake and treat a subterranean formation with a chelating agent |