RU2686210C2 - Водные растворы и способ их использования - Google Patents
Водные растворы и способ их использования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2686210C2 RU2686210C2 RU2014139259A RU2014139259A RU2686210C2 RU 2686210 C2 RU2686210 C2 RU 2686210C2 RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A RU 2014139259 A RU2014139259 A RU 2014139259A RU 2686210 C2 RU2686210 C2 RU 2686210C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- fluid
- formation
- amino acid
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 title claims description 27
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 216
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 64
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims abstract description 61
- 229940024606 amino acid Drugs 0.000 claims abstract description 59
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 claims abstract description 59
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N L-asparagine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract description 16
- HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N L-histidine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract description 14
- KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N L-lysine Chemical compound NCCCC[C@H](N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229960001230 asparagine Drugs 0.000 claims abstract description 14
- 239000004472 Lysine Substances 0.000 claims abstract description 13
- DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N Asparagine Natural products OC(=O)C(N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N Lysine Natural products NCCCCC(N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 235000009582 asparagine Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 235000014304 histidine Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N histidine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 235000018977 lysine Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N (2S)-2-Amino-3-hydroxypropansäure Chemical compound OC[C@H](N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract description 11
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N L-Cysteine Chemical compound SC[C@H](N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract description 11
- ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N L-Proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract description 11
- QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N L-alanine Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract description 11
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims abstract description 11
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 claims abstract description 11
- ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N L-leucine Chemical compound CC(C)C[C@H](N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims abstract description 11
- FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N L-methionine Chemical compound CSCC[C@H](N)C(O)=O FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract description 11
- AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N L-threonine Chemical compound C[C@@H](O)[C@H](N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-GBXIJSLDSA-N 0.000 claims abstract description 11
- KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N L-valine Chemical compound CC(C)[C@H](N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims abstract description 11
- ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N Leucine Natural products CC(C)CC(N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N Proline Natural products OC(=O)C1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N Threonine Natural products CC(O)C(N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000004473 Threonine Substances 0.000 claims abstract description 11
- KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N Valine Natural products CC(C)C(N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 235000004279 alanine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 235000018417 cysteine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N cysteine Natural products SCC(N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000005772 leucine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 235000006109 methionine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 229930182817 methionine Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 235000013930 proline Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 235000004400 serine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 235000008521 threonine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 235000014393 valine Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000004474 valine Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 109
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 48
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 12
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 8
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 6
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 3
- 239000000834 fixative Substances 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 abstract 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 44
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 229960002885 histidine Drugs 0.000 description 8
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZDXPYRJPNDTMRX-VKHMYHEASA-N L-glutamine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(N)=O ZDXPYRJPNDTMRX-VKHMYHEASA-N 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 2
- KNTFCRCCPLEUQZ-GSVOUGTGSA-N (2r)-2-azaniumyl-3-methoxypropanoate Chemical compound COC[C@@H](N)C(O)=O KNTFCRCCPLEUQZ-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- 239000004475 Arginine Substances 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 description 1
- 235000019766 L-Lysine Nutrition 0.000 description 1
- ODKSFYDXXFIFQN-BYPYZUCNSA-N L-arginine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCCN=C(N)N ODKSFYDXXFIFQN-BYPYZUCNSA-N 0.000 description 1
- 229930064664 L-arginine Natural products 0.000 description 1
- 235000014852 L-arginine Nutrition 0.000 description 1
- ODKSFYDXXFIFQN-BYPYZUCNSA-P L-argininium(2+) Chemical compound NC(=[NH2+])NCCC[C@H]([NH3+])C(O)=O ODKSFYDXXFIFQN-BYPYZUCNSA-P 0.000 description 1
- 229930182816 L-glutamine Natural products 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 235000009697 arginine Nutrition 0.000 description 1
- ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N arginine Natural products OC(=O)C(N)CCCNC(N)=N ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- -1 geothermal Substances 0.000 description 1
- ZDXPYRJPNDTMRX-UHFFFAOYSA-N glutamine Natural products OC(=O)C(N)CCC(N)=O ZDXPYRJPNDTMRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002333 glycines Chemical class 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- ANSUDRATXSJBLY-VKHMYHEASA-N methyl (2s)-2-amino-3-hydroxypropanoate Chemical compound COC(=O)[C@@H](N)CO ANSUDRATXSJBLY-VKHMYHEASA-N 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65B—MACHINES, APPARATUS OR DEVICES FOR, OR METHODS OF, PACKAGING ARTICLES OR MATERIALS; UNPACKING
- B65B3/00—Packaging plastic material, semiliquids, liquids or mixed solids and liquids, in individual containers or receptacles, e.g. bags, sacks, boxes, cartons, cans, or jars
- B65B3/04—Methods of, or means for, filling the material into the containers or receptacles
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% и по меньшей мере одну аминокислоту, причем молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций. 4 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 1 пр.
Description
ДАННЫЕ О РОДСТВЕННЫХ ЗАЯВКАХ
[0001] ОТСУТСТВУЮТ
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Утверждения в этой части документа просто предоставляют дополнительную информацию, связанную с данным раскрытием сущности изобретения, и не могут являться ограничительной частью патентной формулы. Данная область техники в общем, но не исключительно, имеет отношение к сильно концентрированным растворам хлористоводородной кислоты (HCl) c аминокислотами и к их использованию.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] В одном из аспектов варианты осуществления изобретения относятся к композициям, содержащим хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.
[0004] В дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам обработки формации в подземной скважине. Подготавливают водную композицию, содержащую хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления обрабатывают по меньшей мере один из стволов скважины и формацию, сообщенную по текучей среде со стволом скважины. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.
[0005] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам стимулирования подземной скважины, имеющей ствол скважины. Подготавливают водную композицию, содержащую хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления стимулируют по меньшей мере один из стволов скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, увеличивая таким образом проницаемость формации. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.
[0006] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления изобретения относятся к способам приготовления композиции. Подготавливают водный раствор, концентрация хлористоводородной кислоты в котором превышает 37 масс. %. В раствор добавляют аминокислотный закрепитель, где количество закрепителя содержит молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5. Раствор помещают в резервуар под атмосферным давлением, и резервуар транспортируют на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или по обеим дорогам.
[0007] В данной сущности изобретения представлен выбор концепций, дополнительно описанных ниже в иллюстративных вариантах реализации изобретения. Данное краткое описание не предназначено для выявления ключевых или основных признаков заявленного объекта, а также не предназначено для использования в качестве помощи в ограничении объема заявленного объекта. В дальнейшем описании должны стать очевидными дополнительные варианты осуществления изобретения, формы, цели, признаки, преимущества, аспекты и польза использования изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0008] Фиг. 1 изображает образец оборудования для обработки скважины и (или) формации, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0009] Вначале следует отметить, что в разработке любого действующего варианта осуществления изобретения необходимо принять многочисленные решения по конкретным вариантам реализации такого изобретения, чтобы достичь конкретных целей разработчика, таких как соблюдение связанных с системой или бизнесом ограничений, которые будут отличаться в каждом случае реализации изобретения. Более того, следует осознавать, что такая разработка может быть сложной и длительной и в то же время рутинной для специалистов в данной области техники, извлекающих выгоду из данного раскрытия изобретения. К тому же использованные/раскрытые здесь композиции также могут содержать некоторые компоненты, отличные от приведенных в документе. В сущности изобретения и данном детальном описании каждую числовую величину следует воспринимать сначала как определенную термином “приблизительно” (если уже четко не определено), а затем воспринимать как не определенную таким образом, если в контексте не указано иначе. Также в сущности изобретения и этом детальном описании следует понимать, что интервал концентрации, перечисленный или описанный как используемый на практике, приемлемый и т.п., подразумевает, что любая и каждая концентрация в пределах интервала, включая начальные и конечные показатели, рассматривается как упомянутая. Например, “интервал от 1 до 10” следует воспринимать как указывающий на всякое и каждое число в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если четко определены конкретные показатели в пределах интервала (или нет четких показателей из интервала) или упоминаются лишь несколько конкретных показателей, следует понимать, что Заявитель осознает и понимает, что любые и все показатели в пределах интервала необходимо рассматривать как определенные, и что заявитель располагает сведениями о всем интервале и всех значениях в пределах интервала.
[0010] Употребляемый здесь термин “формация” имеет широкий смысл. Формация включает в себя любую подземную флюидопроницаемую формацию, и может включать в себя без ограничений любые нефтяные, газовые, конденсатные, смешанные углеродные, парафиновые, керогенные, водные и (или) CO2-принимающие или обеспечивающие формации. Формация может иметь сообщение по текучей среде со стволом скважины, которая может быть нагнетательной скважиной, добывающей скважиной и (или) скважиной для хранения флюида. Ствол скважины может проникать сквозь формацию вертикально, горизонтально, в любом уклоняющемся направлении или являть собой комбинацию этих типов направления. Формация может иметь любое геологическое строение, включающее по меньшей мере песчаник, известняк, доломит, сланец, гудронный песок и (или) рыхлая формация. Ствол скважины может быть отдельным стволом и (или) одним из ряда стволов скважины, направленно уклоненных от нескольких находящихся в непосредственной близости стволов скважин (например, удаленные от буровой площадки или установки) или отдельным начальным стволом скважины, который под поверхностью разделяется на множество стволов.
[0011] Употребляемый здесь термин “флюид для обработки нефтяного месторождения” имеет широкое значение. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит любой флюид, применяемый в нефтяных месторождениях, включая газовую, нефтяную, геотермальную или нагнетательную скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит любой флюид, применяемый в любой формации или стволе скважины, описанных в данном документе. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид для обработки нефтяного месторождения содержит флюид для матричной кислотной обработки, флюид для очистки скважины, травильный флюид, очиститель загрязнения прискважинной зоны, поверхностно-активное вещество для обработки формации, невязкий флюид разрыва (например, флюид разрыва на водной основе) и (или) любой другой флюид, сопоставимый с флюидами, иным образом описанными в данном документе. Флюид для обработки нефтяного месторождения может содержать любой тип добавки, известной в данной области техники, которая не перечислена здесь в целях ясности данного описания, но которая может содержать по меньшей мере понизители трения, ингибиторы, поверхностно-активные вещества и (или) смачивающие реагенты, флюидо-закупоривающие реагенты, твердые частицы, ингибиторы кислотной коррозии (кроме тех, которые иным образом здесь представлены), органические кислоты, хелатообразующие вещества, активирующие реагенты (например, CO2 или N2), газообразующие реагенты, растворители, эмульгирующие реагенты, реагенты для регулирования обратного притока, смолистые вещества, разжижители и (или) неполисахаридные загустители.
[0012] Употребляемый здесь термин “насос высокого давления” имеет широкое значение. В некоторых вариантах осуществления изобретения насос высокого давления содержит поршневой насос прямого вытеснения, обеспечивающий соответствующую нефтепромысловую производительность, например, по меньшей мере 80 л/мин. (0,5 барр./мин.), хотя конкретный вариант не несет ограничительного характера. Насос высокого давления содержит насос, способный качать флюиды под соответствующим нефтепромысловым давлением, в том числе по меньшей мере 3,5 МПа (500 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 6,9 МПа (1 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 13,8 МПа (2 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 34,5 МПа (5 000 фунтов/кв. дюйм), по меньшей мере 68,9 МПа (10 000 фунтов/кв. дюйм), до 103,4 МПа (15 000 фунтов/кв. дюйм), и (или) еще большим давлением. В качестве насосов высокого давления доступны насосы, пригодные для цементирования нефтяного месторождения, матричной кислотной обработки и (или) гидравлических разрывов формации, хотя можно использовать и другие насосы.
[0013] Употребляемый здесь термин “концентрация обработки” имеет широкое значение. В контексте концентрации HCl концентрация обработки является конечной концентрацией флюида перед тем, как флюид размещают в стволе скважины и (или) формации для обработки. Концентрация обработки может быть смешанной концентрацией, получаемой из флюида, содержащего HCl, на месте расположения скважины или другом месте, откуда предоставляется флюид. Концентрацию обработки можно изменить разбавлением перед обработкой и (или) во время обработки. Кроме того, концентрацию обработки можно изменить, добавив во флюид добавки. Примерные концентрации обработки, не имеющие ограничительного характера, составляют 7,5%, 15%, 20%, 28%, 36% и (или) до 45,7% концентрации HCl во флюиде. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрацию обработки определяют перед добавлением добавок (например, в блендере, засыпной воронке или смесительном баке), и изменение концентрации из-за добавления добавок не учитывают. В некоторых вариантах осуществления изобретения концентрация обработки является концентрацией жидкой фазы или кислотной фазы части конечного флюида, например, когда флюид является активированным или эмульсированным флюидом. В некоторых вариантах реализации изобретения концентрация обработки превышает 15%. В некоторых вариантах реализации изобретения концентрация флюида превышает 36% или 37%.
[0014] Заявитель установил, что аминокислотный закрепитель (FA) пригоден для замедления скорости, с которым растворы хлористоводородной кислоты вступают в реакцию с карбонатно-минеральными поверхностями. Такое замедление полезно в контексте стимуляции или улучшения производительности подземных формаций, содержащих углеводороды, пар, геотермальные рассолы и другие полезные вещества, известные в данной области техники. Замедление скорости реакции может обеспечить более глубокое проникновение кислоты в подземные формации, благодаря чему возрастает проницаемость и продуктивность формации.
[0015] В одном из аспектов изобретения варианты осуществления изобретения относятся к композициям содержащим хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты может составлять от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.
[0016] В дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения относятся к способам обработки формации в подземной скважине. Подготавливают водную композицию, содержащий хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты может составлять от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, содержащий водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления обрабатывают по меньшей мере один из стволов скважины и формацию, имеющую сообщение по текучей среде со стволом скважины. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их соединения.
[0017] В еще одном дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения связаны со способами стимуляции подземной скважины, имеющей ствол скважины. Подготавливают водную композицию, содержащий хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс. % до 28 масс. % включительно и по меньшей мере одну аминокислоту. Молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5 или от 0,5 до 1,5, или от 0,2 до 1,1 и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту. В насос высокого давления подают флюид для обработки нефтяного месторождения, который содержит водную композицию. Затем с помощью насоса высокого давления стимулируют по меньшей мере один из стволов скважины и формации, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины, увеличивая таким образом проницаемость формации. Аминокислота может содержать аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
[0018] Во всех аспектах изобретения выбор молярного соотношения аминокислоты/HCl зависит от конкретных вариантов осуществления изобретения и является рутинным шагом для специалиста в данной области техники, извлекающего пользу из данных раскрытий изобретения. Следует понимать, что имеет место верхний предел аминокислоты, когда достигается растворимость аминокислоты и HCl в водном растворе, и что большая молекулярная масса веществ FA обеспечивает меньшие молярные соотношения аминокислоты/HCl при самых высоких концентрациях HCl. В некоторых вариантах осуществления изобретения выбирают аминокислоту с молекулярной массой меньше 100 г/моль. Дополнительно и альтернативно FA может иметь молекулярную массу меньше 150 г/моль, 175 г/моль или еще большие показатели.
[0019] Во всех аспектах изобретения композиция может дополнительно содержать фтороводородную кислоту (HF). HF вступает в четко выраженные реакции с HCl и является полезной в некоторых применениях, чтобы увеличить активность конечного водного раствора. Например, HF используют для очистки песчаных формаций, когда одной лишь HCl недостаточно для эффективного устранения некоторых типов загрязнения формации. Считают, что настоящий водный раствор сочетается с HF подобно наблюдаемым эффектам с HCl. Таким образом, растворы можно составлять с показателем общей кислотности, намного превышающим достигаемые теперь композиции. В некоторых вариантах осуществления изобретения HF присутствует в количестве по меньшей мере 0,25 масс. %. HF может присутствовать в количестве до 2%, до 6%, до 10%, до 15% или больших количествах. HF может присутствовать в дополнение к количеству HCl и/или как замена количества HCl.
[0020] Во всех аспектах изобретения композиция может проявлять коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C. При 93°C композиция может проявлять коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15. Коэффициент замедления реакции кислоты показывает соотношение между временем, за которое замедленная HCl поглотит данное количество известняка, и временем, за которое раствор HCl в равной концентрации поглотит то же количество известняка. Не желая придерживаться какой-либо теории, Заявитель считает, что замедление реакции, проявляемое аминокислотами, происходит благодаря образованию аддукта между атомами азота в аминокислоте и кислотным протоном в сильной кислоте (например, HCl или HF).
[0021] Теперь обратимся к Фиг. 1, на которой изображена система 100, имеющая пример оборудования для обработки ствола скважины 106 и (или) формации 108, имеющей сообщение по текучей среде со стволом скважины 106. Формация 108 может быть любым типом формации. Ствол скважины 106 изображен как вертикальный, обсаженный и цементированный ствол скважины 106, перфорационные отверстия которого обеспечивают сообщение по текучей среде между формацией 108 и внутренним пространством ствола скважины 106. Однако ни один из взятых в отдельности признаков ствола скважины 106 не имеет ограничительного характера, и пример оборудования представлен только с целью дать примерный контекст 100 для реализации процесса.
[0022] Система 100 содержит насос высокого давления 104, имеющий источник водного раствора 102. В первом варианте реализации изобретения водный раствор 102 содержит аминокислотный закрепитель FA и HCl, причем HCl в количестве от 8% до 28% включительно, а FA присутствует в молярном соотношении от 0,2 до 1,5 включительно. Водный раствор 102 дополнительно содержит воду в количестве, достаточном для растворения HCl и FA. В примере насос высокого давления 104 выполнен с возможностью соединения по текучей среде со стволом скважины 106 посредством линий высокого давления 120. Примерная система 100 содержит трубу 126 в стволе скважины 106. Труба 126 не обязательна и не имеет ограничительного характера. В некоторых примерах трубу 106 можно исключить, причем может присутствовать колтюбинговый агрегат (не показан) и (или) насос высокого давления 104 может иметь соединение по текучей среде с кожухом или кольцевым пространством 128.
[0023] Для образования флюида для обработки нефтяного месторождения в водный раствор 102 можно добавить некоторые добавки (не показаны). Добавки можно добавить в смеситель (не показан), в смесительный бак насоса высокого давления 104 и (или) любым другим способом. В некоторых вариантах осуществления изобретения второй флюид 110 может быть флюидом для разбавления, а водный раствор 102, смешанный с некоторым количеством второго флюида, 110 может образовать флюид для обработки нефтяного месторождения. Флюид для разбавления может не содержать HCl, и (или) содержать HCl в меньшей концентрации, чем водный раствор 102. Второй флюид 110 может дополнительно или альтернативно содержать любые другие вещества, которые можно добавлять во флюид для обработки нефтяного месторождения, включая дополнительные количества FA. В некоторых вариантах осуществления изобретения имеется в наличии дополнительный раствор FA 112, который можно добавлять в водный раствор 102 в некоторые промежутки времени или все время, когда используют водный раствор 102. Дополнительный раствор FA 112 может содержать тот же или другой FA, чем водный раствор 102, может содержать весь FA для флюида для обработки нефтяного месторождения, и (или) может содержать FA в другой концентрации, чем водный раствор.
[0024] Насос высокого давления 104 может обрабатывать ствол скважины 106 и (или) формацию 108, например, вводя туда флюид путем нагнетания флюида в ствол скважины 106 и (или) нагнетания флюида в формацию 108. Примерные операции, не имеющие ограничительного характера, включают без ограничений любую обработку месторождения нефти. Возможные варианты флюидного потока включают подачу потока с насоса высокого давления 104 в трубу 126, в формацию 108 и (или) в кольцевое пространство 128. Флюид могут выкачать из скважины перед введением в формацию 108, например, с помощью нижнего насоса 114. В примере показано, что кольцевое пространство 128 имеет сообщение по текучей среде с трубой 126, хотя в некоторых вариантах осуществления изобретения кольцевое пространство 128 и труба 126 могут быть изолированы (например, пакером). Другой пример флюидного потока включает подачу флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью (например, скоростью, с которой формация может принимать флюидный поток в виде нормального пористого потока) и (или) со скоростью, которая создает давление, превышающее давление гидравлического разрыва. Флюидный поток, направленный в формацию, может возвращаться из формации и (или) вымываться из прискважинной зоны последующим флюидом. Флюид, поступающий в формацию, может стекать в бак или емкость (не показаны), назад в приемник для флюида, подготовленный для обработки, и (или) с ним можно обойтись любым другим способом, известным в данной области техники. Оставшуюся в возвращаемом флюиде кислоту можно выделить или нейтрализовать.
[0025] В другом примере флюидный поток содержит водный раствор 102, содержащий HCl, причем наличие FA необязательно и в некоторых вариантах осуществления изобретения он не присутствует в водном растворе 102. Примерный флюидный поток содержит второй водный раствор 116, содержащий FA. Флюидный поток последовательно проходит по первому насосу высокого давления 104 и второму насосу высокого давления 118 для обработки формации 108. Второй насос высокого давления 118 в примере выполнен с возможностью сообщения п о текучей среде с трубой 126 через вторую линию высокого давления 122. Устройство подачи флюида является произвольным и не имеет ограничительного характера. В некоторых вариантах осуществления изобретения отдельный насос может перекачивать как водный раствор 102, так и второй водный раствор 116. В примере может перекачиваться первым либо первый водный раствор 102, либо второй водный раствор 116, и один или несколько растворов 102 и 116 могут перекачиваться многоэтапным способом, включая некоторые возможные этапы, на которых растворы 102 и 116 смешиваются.
[0026] Нижеследующие схематические описания потока предоставляют иллюстративные варианты осуществления процессов для обработки формаций и (или) стволов скважин. Следует понимать, что проиллюстрированные операции являются только примерами, и операции можно объединять или разделять, добавлять или убирать, а также перегруппировывать в общем или частично, если в данном описании явным образом не указано другое. Некоторые проиллюстрированные операции может осуществлять компьютер, выполняя компьютерный программный продукт на машиночитаемом носителе, причем компьютерный программный продукт содержит инструкции, по которым компьютер выполняет одну или несколько операций или дает другим устройствам команды выполнить одну или несколько операций.
[0027] В еще одном дополнительном аспекте изобретения варианты осуществления изобретения относятся к способам приготовления композиции.
[0028] Пример способа включает в себя смешение количества воды с закрепителем (FA), причем количество воды составляет количество, в 0,3-1,3 раза больший массы FA. Способ дополнительно включает растворение количества HCl в смешанном количестве воды и FA. Растворение газа HCl может произойти после растворения FA, одновременно с растворением FA или по меньшей мере частично перед растворением FA. Количество газа HCl в молярном соотношении составляет количество, в 0,5-4,0 раза больший количества FA. Общее количество газа HCl, растворенного в водном растворе, превышает 37 масс. %.
[0029] В дополнительном примере процесс включает в себя растворение по меньшей мере части FA в воде во время растворения газа HCl в смеси воды и FA. Примерные операции включают начало растворения HCl и добавление FA в твердом виде или как раствора, причем часть FA находится в растворе с водой и часть FA в твердом виде и (или) FA находится в твердом виде в воде, а HCl растворяют в воде во время растворения FA.
[0030] Другой пример способа включает в себя приготовление водного раствора, количество HCl в котором превышает 37 масс. %. Способ дополнительно включает операцию по подавлению испарений газообразной HCl из водного раствора. Операция по подавлению испарений газообразной HCl включает операцию по добавлению HCl закрепителя (FA) в раствор, причем количество FA имеет молярное соотношение FA:HCl от 0,2 до 1,5 включительно. FA содержит одну или несколько аминокислот. Операцию по добавлению закрепителя можно выполнять до, во время и (или) частично после добавления HCl в раствор.
[0031] Один из примерных процессов дополнительно включает операцию по транспортировке раствора HCl по дороге общественного значения и (или) железной дороге. В некоторых вариантах осуществления операция по транспортировке раствора HCl включает размещение раствора HCl в резервуаре под атмосферным давлением и (или) стандартный резервуар для жидкостей, не предусматривающий сжатой среды. Другой пример процесса включает транспортировку к месту работ раствора HCl, содержащего свыше 37 масс. % HCl, и разбавление раствора HCl до необходимой концентрации HCl после транспортировки. Примерные концентрации разбавления включают, без ограничений, разбавление раствора до 7,5% HCl, до 15% HCl и (или) до 28 масс. % HCl. В данном документе предполагаются также любые другие концентрации. Благодаря транспортировке и разбавлению снижаются расходы на транспорт и риск (например, меньше резервуаров для транспортировки) и в то же время обеспечивается необходимое общее количество HCl на месте эксплуатации.
[0032] Один из примерных процессов дополнительно включает размещение раствора HCl в резервуаре под атмосферным давлением на какой-то период времени, который может составлять по меньшей мере один час. Операция по помещению раствора HCl в резервуар под атмосферным давлением включает размещение раствора без добавления в раствор HCl дополнительной добавки для замедления реакции кислоты. В данном документе предполагается любая добавка для замедления реакции кислоты, и исключение других добавок для замедления реакции кислоты из некоторых вариантов осуществления изобретения является необязательным.
[0033] Другой примерный процесс включает размещение управляющего элемента в сообщении паровоздушного пространства с раствором HCl и выполнение операции по использованию флюида после помещения. Примерные и не ограничивающие операции по использованию флюида, при которых можно поместить управляющий элемент в сообщение паровоздушного пространства с раствором HCl, включают проверку уровня флюида в растворе HCl (например, проверку пространственной глубины и (или) проверку с помощью устройства глубины флюида); проведение флюидной проверки раствора HCl (например, проверки характеристики флюида, отсчет значений рН, отбор флюидной пробы для проверки); добавление некоторого количества добавки в водный раствор (например, добавление добавки сквозь отверстие в емкость с флюидом или химическую емкость); закрытие крышки резервуара под атмосферным давлением, содержащего раствор HCl; перемещение по меньшей мере части раствора HCl из резервуара под атмосферным давлением, содержащего раствор HCl (например, перемещение между баками или емкостями, перемещение на объемную установку, перемещение во флюид для обработки); выполнение визуальной проверки раствора HCl; эксплуатационное соединение устройства по перемещению флюида с устройством для раствора HCl и (или) с резервуаром под атмосферным давлением, содержащим раствор HCl (например, соединение линии для транспортировки флюида, ввод линии для транспортировки в верхнюю часть резервуара); и (или) перемешивание раствора HCl (например, с помощью мешалки, газового перемешивания и (или) рециркуляции флюида).
[0034] Без ограничений следует полагать, что процесс включает любой из ряда заданных вариантов осуществления изобретения. Один пример включает обработку первым флюидом для обработки нефтяного месторождения и затем вторым флюидом для обработки нефтяного месторождения или же обработку вторым флюидом для обработки нефтяного месторождения и затем первым флюидом для обработки нефтяного месторождения. В одном примере первый флюид для обработки нефтяного месторождения не содержит FA, содержит FA в количестве отличном от количества FA1 во втором флюиде для обработки нефтяного месторождения, и (или) содержит FA1 в количестве равном или подобном количеству FA1 во втором флюиде для обработки нефтяного месторождения. В одном примере второй флюид для обработки нефтяного месторождения не содержит HCl, содержит HCl в количестве отличном от количества HCl в первом флюиде для обработки нефтяного месторождения, и (или) содержит FA1 в количестве равном или подобном количеству FA1 в первом флюиде для обработки нефтяного месторождения. Ни первый, ни второй флюид для обработки нефтяного месторождения не содержат количества HCl и количества FA1, присутствующих в равных количествах относительно друг друга, хотя либо количество HCl, либо количество FA1 может быть в равном количестве относительно друг друга. К тому же предполагается, что может быть осуществлено много этапов первого флюида для обработки нефтяного месторождения и (или) второго флюида для обработки нефтяного месторождения, и эти этапы могут быть аналогичными или отличаться по объему или количеству и (или) могут включать вытесняющие жидкости или не включать их между любым одним или несколькими этапами.
[0035] Как видно по фигурам и приведенному выше тексту, в соответствии с данным раскрытием изобретения предполагаются разнообразные варианты осуществления изобретения.
[0036] Данное раскрытие изобретения может быть дополнительно проиллюстрировано следующими примерами. Эти примеры не ограничивают объема раскрытого изобретения.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕР 1
[0037] В следующих экспериментах готовятся испытуемые растворы реактивов путем растворения аминокислоты в 37% HCl. Концентрат 37% HCl получили барботажем газа HCl в испытательный резервуар. Например, 15,8 г. L-аспарагина растворили в 10 мл 37% HCl размешиванием, в результате чего получили смесь двух видов с молярным соотношением 1:1.
[0038] Во время опытов по замедлению реакции 0,2 мл испытуемого раствора нанесли на 25-граммовый керн индианского известняка при либо 20°C, либо 93°C. Реакции позволили продолжаться, пока не вся кислота не прореагировала.
[0039] Таблица 1 представляет результаты опытов по замедлению кислотных реакций, выполненных с различными аминокислотами (FA) и в различных молярных соотношениях аминокислоты/HCl. Аддукт аспарагина продемонстрировал значительные, однако измеряемые, замедления темпа реакции. В качестве сравнения, аддукты глутамина, гистидина и глицина проявили средние или низкие уровни замедления реакции. Однако следует отметить, что аддукты серин-метилового эфира, лизина и аргинина при 20°C помешали растворению известняка (по меньшей мере в пределах испытательного периода). Следовательно, коэффициент замедления реакции был избыточным для замера (THTM). При 93°C наблюдалось постепенное образование на поверхности известняка газовых пузырьков, но и в этом случае коэффициент замедления реакции был избыточным для замера (THTM*) в пределах испытательного периода.
| Таблица 1 | ||||||
| Наблюдаемые коэффициенты замедления реакции кислоты с некоторыми аминокислотными закрепителями | ||||||
| Аминокислота (FA) | Мол. масса |
Структура | FA:HCI (молярное соотношение) |
Эффект. % HCI | Коэффициент замедления реакции (20°C) | Коэффициент замедления реакции (93°C) |
| L-аспарагин | 132 |
 |
1,1 0,6 0,2 |
15 21 28 |
90 75 40 |
70 40 18 |
| L-глутамин | 146 |
 |
0,5 | 21 | 33 | 24 |
| L-гистидин | 155 |
 |
0,2 | 28 | 18 | 15 |
| Глицин | 76 |
 |
1 1 |
15 21 |
25 21 |
20 16 |
| D-серин-метиловый эфир | 120 |
 |
1 | 15 | THTM | THTM* |
| L-лизин | 147 |
 |
1 | 8,3 | THTM | THTM* |
| L-аргинин | 175 |
 |
1 | 9,4 | THTM | THTM* |
THTM = избыточный для замера; THTM* - реакция обнаружена по образованию газовых пузырьков, но коэффициент замедления реакции избыточный для замера.
[0040] Как видно из показателей и приведенного выше текста, предполагаются разнообразные варианты реализации изобретения в соответствии с данным раскрытием изобретения.
[0041] В то время как в раскрытии сущности изобретения предоставлено заданное и детальное описание различных вариантов осуществления изобретения, его же следует рассматривать как имеющее иллюстративный, а не ограничительный характер. Хотя выше детально описаны несколько примерных вариантов осуществления изобретения, специалистам в данной области техники будет очевидно, что в примерных вариантах осуществления изобретения возможны многие модификации без существенного отклонения от данного изобретения. Соответственно, все такие модификации предназначены для того, чтобы войти в объем данного раскрытия изобретения, как определено в последующей формуле изобретения. Пункты формулы, указывающие на “средство и функцию”, предназначены охватить описанные в документе конструкции как выполняющие перечисленные функции и не только как конструктивные эквиваленты, но и как эквивалентные конструкции. Таким образом, хотя штифт и болт не могут быть конструктивными эквивалентами, поскольку штифт задействует цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных частей, а болт задействует геликоидальную поверхность, в условиях скрепления деревянных частей и штифт, и болт могут быть эквивалентными конструкциями.
[0042] Более того, когда в формуле встречаются термины “один”, “по меньшей мере”, “по меньшей мере одна часть”, они не предназначены для ограничения объема заявки изобретения только одним признаком формулы изобретения, если другое конкретно не указано в заявке. Когда употребляются слова и выражения “по меньшей мере часть” и (или) “часть”, признак формулы изобретения может включать в себя часть и (или) весь элемент, если конкретно не указано другое. Заявитель изъявил желание не ссылаться на 35 U.S.C. § 112, абзац 6, относительно любых ограничений любого из пунктов данной формулы изобретения, за исключением тех, в которых формула явным образом использует слова “средство для” вместе с сопровождающей функцией.
Claims (43)
1. Водная композиция для обработки и стимулирования формации в подземной скважине, содержащая:
(i) хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно; и
(ii) по меньшей мере одну аминокислоту,
где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и
где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.
2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.
3. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.
4. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.
5. Способ обработки формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, которая содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатация насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и формации, сообщенной по текучей среде со стволом скважины,
где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.
6. Способ по п. 5, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 до 45,7 мас.%, и обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
7. Способ по п. 5, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.
8. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.
9. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.
10. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.
11. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.
12. Способ для стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, содержащей хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 до 28 мас.% включительно и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатация насоса высокого давления для стимулирования, по меньшей мере, ствола скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, в результате чего увеличивается проницаемость формации,
где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.
13. Способ по п. 12, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 до 45,7 мас.%, а обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
14. Способ по п. 12, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 мас.%.
15. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 20°C.
16. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15 при 93°C.
17. Способ по п. 12, где эксплуатация насоса включает, по меньшей мере, следующие этапы:
(i) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью;
(ii) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим, чем давление гидравлического разрыва формации; и
(iii) вступление флюида для обработки нефтяного месторождения в контакт, по меньшей мере, со стволом скважины и формацией.
18. Способ приготовления композиции для обработки и стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) подготовка водного раствора, концентрация хлористоводородной кислоты в котором превышает 37 мас.%;
(ii) добавление в раствор аминокислотного закрепителя, где количество закрепителя включает молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5 включительно;
(iii) размещение раствора в резервуаре под атмосферным давлением; и
(iv) транспортировка резервуара на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или обеим дорогам.
19. Способ по п. 18, где аминокислота выбрана из группы, состоящей из аланина, аспарагина, аспарагиновой кислоты, цистеина, глутаминовой кислоты, гистидина, лейцина, лизина, метионина, пролина, серина, треонина, валина и их комбинаций.
20. Способ по п. 18, где раствор разбавляют водой на месте работ.
21. Способ по п. 18, где дополнительно позволяют раствору оставаться в резервуаре по меньшей мере один час.
22. Способ по п. 18, где резервуар оборудован так, чтобы оператор мог выполнять с раствором операцию по использованию флюида.
23. Способ по п. 22, где действие с использованием флюида содержит измерение уровня раствора в резервуаре, забор пробы раствора, измерение значения pH раствора, введение в раствор дополнительных веществ, перемешивание раствора или перемещение раствора из резервуара в другую емкость или в насос высокого давления или их комбинации.
24. Способ по п. 18, где для помещения раствора в подземную скважину используют насос высокого давления.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/062,291 US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2013-10-24 | Aqueous solution and method for use thereof |
| US14/062,291 | 2013-10-24 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014139259A RU2014139259A (ru) | 2016-04-20 |
| RU2686210C2 true RU2686210C2 (ru) | 2019-04-24 |
Family
ID=51661904
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014139259A RU2686210C2 (ru) | 2013-10-24 | 2014-09-29 | Водные растворы и способ их использования |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9796490B2 (ru) |
| EP (1) | EP2883932A3 (ru) |
| CN (1) | CN104560004B (ru) |
| AR (1) | AR098172A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014227472B2 (ru) |
| BR (1) | BR102014024638A2 (ru) |
| CA (1) | CA2865855C (ru) |
| MX (2) | MX359204B (ru) |
| RU (1) | RU2686210C2 (ru) |
| SA (1) | SA114350799B1 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
| US9573808B2 (en) | 2013-07-31 | 2017-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| CN106285612B (zh) * | 2015-05-25 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于油气田酸化压裂的实时控酸浓度方法 |
| BR112018003714B1 (pt) * | 2015-08-31 | 2022-09-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Método compreendendo composições de ácido pesado que compreendem aminoácidos |
| CA2937490A1 (en) * | 2016-07-29 | 2018-01-29 | Fluid Energy Group Ltd. | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CN106367044B (zh) * | 2016-08-15 | 2020-07-14 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种仿耐盐植物细胞防塌钻井液 |
| CA2956939A1 (en) * | 2017-02-03 | 2018-08-03 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| US20180273834A1 (en) | 2017-03-27 | 2018-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation |
| CA2969174A1 (en) * | 2017-06-02 | 2018-12-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2989929A1 (en) | 2017-12-22 | 2019-06-22 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA3004675A1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-11-11 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition composition and fracking method |
| CA3028229A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| CA3039288A1 (en) * | 2019-04-05 | 2020-10-05 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel inhibited hydrofluoric acid composition |
| CA3065704A1 (en) * | 2019-12-20 | 2021-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions |
| CN118318022A (zh) * | 2021-11-30 | 2024-07-09 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 使用氨基酸的单相阻滞酸体系 |
| CA3159520A1 (en) * | 2022-05-20 | 2023-11-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Stabilizing aqueous amino acid-hci compositions |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070028640A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Little Giant Pump Company | Condensate removal apparatus and method |
| US20100276152A1 (en) * | 2008-01-09 | 2010-11-04 | Akzo Nobel N.V. | Acidic aqueous solution containing a chelating agent and the use thereof |
| US20120097392A1 (en) * | 2006-08-04 | 2012-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment Fluids Containing Biodegradable Chelating Agents and Methods for Use Thereof |
Family Cites Families (81)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2250474A (en) | 1941-07-29 | Sterilization process | ||
| US556669A (en) | 1896-03-17 | fea soh | ||
| US2185864A (en) | 1937-10-28 | 1940-01-02 | Pittsburgh Plate Glass Co | Stable urea-chlorine compound and process for making same |
| US2250379A (en) | 1938-03-17 | 1941-07-22 | Johnson Carl | Cleaning composition and process for the preparation thereof |
| US2485529A (en) | 1948-08-14 | 1949-10-18 | Dow Chemical Co | Composition for removing scale from ferrous metal surfaces |
| US2860106A (en) | 1952-10-01 | 1958-11-11 | Drew & Co Inc E F | Urea-phosphoric acid cleaning composition |
| US3963650A (en) | 1969-07-16 | 1976-06-15 | British Industrial Plastics Limited | Process for making improved urea/formaldehyde foams |
| US3826312A (en) | 1972-07-24 | 1974-07-30 | Shell Oil Co | Self-neutralizing well acidizing |
| US3920566A (en) | 1972-07-24 | 1975-11-18 | Shell Oil Co | Self-neutralizing well acidizing |
| US3936316A (en) | 1972-11-29 | 1976-02-03 | Shipley Company, Inc. | Pickling solution |
| US3953340A (en) | 1973-04-16 | 1976-04-27 | Shell Oil Company | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid |
| JPS5345806B2 (ru) | 1973-06-04 | 1978-12-09 | ||
| US3892275A (en) | 1974-01-24 | 1975-07-01 | Shell Oil Co | Self-thinning and neutralizing thickened aqueous liquid |
| US3920591A (en) | 1974-07-18 | 1975-11-18 | Stepan Chemical Co | Low-density polyester resin foams and method of preparation |
| US4116664A (en) | 1976-11-04 | 1978-09-26 | Jones Leon R | Fertilizer composition and method of making same |
| US4094957A (en) | 1976-12-14 | 1978-06-13 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for removing acid gases with hindered amines and amino acids |
| US4151098A (en) | 1978-01-05 | 1979-04-24 | Halliburton Company | Acidizing subterranean well formations containing deposits of metal compounds |
| US4315763A (en) | 1978-10-30 | 1982-02-16 | Stoller Enterprises, Inc. | High analysis liquid fertilizers |
| US4428432A (en) | 1980-04-16 | 1984-01-31 | Smith International, Incorporated | Method for stimulating siliceous subterranean formations |
| US4466893A (en) | 1981-01-15 | 1984-08-21 | Halliburton Company | Method of preparing and using and composition for acidizing subterranean formations |
| US4673522A (en) | 1981-11-05 | 1987-06-16 | Union Oil Company Of California | Methods for removing obstructions from conduits with urea-sulfuric acid compositions |
| US4487265A (en) | 1981-12-22 | 1984-12-11 | Union Oil Company Of California | Acidizing a subterranean reservoir |
| US4567946A (en) | 1982-02-08 | 1986-02-04 | Union Oil Company Of California | Increasing the permeability of a subterranean reservoir |
| US4435525A (en) | 1982-09-30 | 1984-03-06 | Pennwalt Corporation | Reaction of carbonylhydrazines and organic peroxides to foam unsaturated polyester resins |
| US4675120A (en) | 1982-12-02 | 1987-06-23 | An-Son Petrochemical, Inc. | Methods of using strong acids modified with acid solutions |
| US4420414A (en) | 1983-04-11 | 1983-12-13 | Texaco Inc. | Corrosion inhibition system |
| US4655952A (en) | 1984-03-02 | 1987-04-07 | Vorwerk & Co. Interholding Gmbh | Detergent and method for producing the same |
| US4830766A (en) | 1984-03-15 | 1989-05-16 | Union Oil Company Of California | Use of reducing agents to control scale deposition from high temperature brine |
| EP0200776B1 (de) * | 1984-10-26 | 1989-01-18 | UHT, Umwelt- und Hygienetechnik GmbH | Lösungsverfahren und lösungsmittel für schwerlösliche karbonate |
| US4648456A (en) | 1985-07-01 | 1987-03-10 | Exxon Production Research Co. | Method for acidizing siliceous formations |
| US5120471A (en) | 1985-08-14 | 1992-06-09 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process and composition for protecting chrome steel |
| US4807703A (en) | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| US5270351A (en) | 1992-06-15 | 1993-12-14 | American Dental Association Health Foundation | Adhesion-promoting agents incorporating polyvalent cations |
| US5672279A (en) | 1992-07-24 | 1997-09-30 | Peach State Labs, Inc. | Method for using urea hydrochloride |
| US7029553B1 (en) | 1992-07-24 | 2006-04-18 | Peach State Labs, Inc. | Urea sulfate and urea hydrochloride in paper and pulp processing |
| US5234466A (en) | 1992-07-24 | 1993-08-10 | Peach State Labs, Inc. | Lowering of the pH of textile processing solutions by adding urea sulfate as a pH adjusting agent |
| US5733463A (en) | 1992-07-24 | 1998-03-31 | Peach State Labs, Inc. | Lowering the pH with an acid/base salt as a pH adjusting agent |
| US5708107A (en) | 1995-12-20 | 1998-01-13 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
| US5650633A (en) | 1995-12-20 | 1997-07-22 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
| US5922653A (en) | 1995-12-20 | 1999-07-13 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
| US6051670A (en) | 1995-12-20 | 2000-04-18 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for treating subterranean formations |
| RU2106488C1 (ru) | 1997-02-06 | 1998-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефтемико" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| ZA981820B (en) | 1997-03-05 | 1998-09-03 | Edv Systemanalyse Und Systemde | Process for the preparation of superazeotropic hydrochloric acid from metal chloride solutions |
| US5990051A (en) | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
| JP2002529571A (ja) | 1998-11-10 | 2002-09-10 | アイル・フアイアストツプ・リミテツド | 防火被膜用組成物 |
| US6117364A (en) | 1999-05-27 | 2000-09-12 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Acid corrosion inhibitor |
| DE19948206A1 (de) | 1999-10-07 | 2001-04-12 | Merck Patent Gmbh | Verfahren zur Herstellung hochreiner Salzsäure |
| US6436880B1 (en) | 2000-05-03 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| US6340660B1 (en) | 2001-03-22 | 2002-01-22 | Charles Gastgaber | Urea hydrochloride stabilized solvent for cleaning stainless steel and aluminum |
| US20060142166A1 (en) | 2002-11-18 | 2006-06-29 | Thomas Ronnie L | Method using particulate chelates to stimulate production of petroleum in carbonate formations |
| US7357879B2 (en) | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Ibiden Co., Ltd. | Etching solution, method of etching and printed wiring board |
| US7547665B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7621334B2 (en) | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US7534754B2 (en) | 2004-09-20 | 2009-05-19 | Valspor Sourcing, Inc. | Concrete cleaning and preparation composition |
| US7915205B2 (en) | 2005-06-09 | 2011-03-29 | Weatherford Engineered Chemistry Canada Ltd. | Single fluid acidizing treatment |
| US7306041B2 (en) | 2006-04-10 | 2007-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| EP2021892B1 (en) * | 2006-04-27 | 2013-02-20 | Sko Flo Industries, Inc. | Flow control valve |
| EP1886976A1 (en) | 2006-08-09 | 2008-02-13 | Thermphos Trading GmbH | Method of scale inhibition |
| US8101664B2 (en) | 2007-01-19 | 2012-01-24 | Quinnova Pharmaceuticals, Inc. | Urea foam |
| US8003577B2 (en) | 2007-03-22 | 2011-08-23 | Schlumberger Technology Corporaton | Method of treating subterranean formation with crosslinked polymer fluid |
| US8092555B2 (en) | 2007-05-10 | 2012-01-10 | Valspar Corporation | Concrete coloring compositions and methods |
| GB0714529D0 (en) | 2007-07-25 | 2007-09-05 | Oxford Catalysts | steam production |
| US7994102B2 (en) | 2008-04-01 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating an alloy surface with an alkyl sarcosinate |
| CN102292139B (zh) | 2009-01-29 | 2014-09-03 | 巴斯夫欧洲公司 | 用于除去酸性气体的包含氨基酸和酸性促进剂的吸收剂 |
| US8163102B1 (en) | 2009-04-07 | 2012-04-24 | Green Products & Technologies, LLC | Composition for removing cementitious material from a surface and associated methods |
| US7938912B1 (en) | 2009-04-07 | 2011-05-10 | Green Products & Technologies, L.L.C. | Composition for removing cementitious material from a surface and associated methods |
| US8940106B1 (en) | 2009-04-07 | 2015-01-27 | Green Products & Technologies, LLC | Methods for using improved urea hydrochloride compositions |
| US8163092B2 (en) | 2009-04-20 | 2012-04-24 | Hcl Cleantech Ltd. | Method of concentrating hydrochloric acid |
| US8853446B2 (en) | 2010-11-30 | 2014-10-07 | Green Products & Technologies, L.L.C. | Synthetic acid and associated methods |
| US8668010B2 (en) | 2010-12-06 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a fluid loss agent and methods of making and using same |
| US9012376B2 (en) | 2011-03-14 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inulin as corrosion inhibitor |
| GB201118838D0 (en) | 2011-10-31 | 2011-12-14 | Cleansorb Ltd | Process for treating an underground formation |
| WO2013140402A1 (en) | 2012-03-21 | 2013-09-26 | Bromine Compounds Ltd. | Method for preparing biocidal aqueous compositions |
| US20130261032A1 (en) | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Additive for subterranean treatment |
| CN102828734B (zh) | 2012-09-13 | 2015-03-18 | 西南石油大学 | 海上油田注水井在线单步法酸化技术 |
| US20140116708A1 (en) | 2012-11-01 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions |
| US10072205B2 (en) * | 2013-06-25 | 2018-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for acidizing subterranean formations with treatment fluids containing dual-functioning chelating agents |
| CN103333673B (zh) | 2013-07-12 | 2016-03-30 | 东北石油大学 | 深度低伤害酸化液 |
| CN103387518B (zh) | 2013-07-24 | 2016-06-08 | 重庆紫光化工股份有限公司 | 一种n,n-二甲基甘氨酸的制备方法 |
| US9920606B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use |
| US9796490B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
-
2013
- 2013-10-24 US US14/062,291 patent/US9796490B2/en active Active
-
2014
- 2014-09-17 AU AU2014227472A patent/AU2014227472B2/en not_active Ceased
- 2014-09-29 RU RU2014139259A patent/RU2686210C2/ru active
- 2014-09-30 EP EP14187120.2A patent/EP2883932A3/en not_active Withdrawn
- 2014-10-02 BR BR102014024638A patent/BR102014024638A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2014-10-03 CA CA2865855A patent/CA2865855C/en active Active
- 2014-10-08 MX MX2016013595A patent/MX359204B/es unknown
- 2014-10-08 MX MX2014012153A patent/MX350752B/es active IP Right Grant
- 2014-10-20 SA SA114350799A patent/SA114350799B1/ar unknown
- 2014-10-20 CN CN201410558608.6A patent/CN104560004B/zh active Active
- 2014-10-23 AR ARP140103989A patent/AR098172A1/es unknown
-
2017
- 2017-10-23 US US15/790,928 patent/US20180044042A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070028640A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Little Giant Pump Company | Condensate removal apparatus and method |
| US20120097392A1 (en) * | 2006-08-04 | 2012-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment Fluids Containing Biodegradable Chelating Agents and Methods for Use Thereof |
| US20100276152A1 (en) * | 2008-01-09 | 2010-11-04 | Akzo Nobel N.V. | Acidic aqueous solution containing a chelating agent and the use thereof |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 47, 97-99, 147, 151. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104560004B (zh) | 2018-10-16 |
| US20150114647A1 (en) | 2015-04-30 |
| SA114350799B1 (ar) | 2018-02-19 |
| RU2014139259A (ru) | 2016-04-20 |
| EP2883932A2 (en) | 2015-06-17 |
| BR102014024638A2 (pt) | 2015-10-27 |
| CA2865855A1 (en) | 2015-04-24 |
| US9796490B2 (en) | 2017-10-24 |
| US20180044042A1 (en) | 2018-02-15 |
| CN104560004A (zh) | 2015-04-29 |
| MX2014012153A (es) | 2015-04-27 |
| MX350752B (es) | 2017-09-18 |
| AU2014227472A1 (en) | 2015-05-14 |
| MX359204B (es) | 2018-09-19 |
| CA2865855C (en) | 2022-08-23 |
| EP2883932A3 (en) | 2015-12-16 |
| AR098172A1 (es) | 2016-05-04 |
| AU2014227472B2 (en) | 2016-02-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2686210C2 (ru) | Водные растворы и способ их использования | |
| US9920606B2 (en) | Preparation method, formulation and application of chemically retarded mineral acid for oilfield use | |
| US10005955B2 (en) | Foamed chelating agent treatment fluids for use in subterranean matrix stimulations and subterranean and surface cleanout operations | |
| EP0566394B1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US8387699B2 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| US20230257645A1 (en) | Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using | |
| CN104342105A (zh) | 稠化酸液及其使用方法 | |
| EP2665892A1 (en) | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture | |
| US8211834B2 (en) | Hydrocarbon-based fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
| US20150240147A1 (en) | Aqueous solution and methods for manufacture and use | |
| WO2014209649A1 (en) | Methods and systems for acidizing subterranean formations with treatment fluids containing dual-functioning chelating agents | |
| US11692128B2 (en) | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using | |
| BR112020025531A2 (pt) | Composição, e, processo para usar uma composição | |
| US20140357537A1 (en) | Branched Emulsifier for High-Temperature Acidizing | |
| Paktinat et al. | High brine tolerant polymer improves the performance of slickwater frac in shale reservoirs | |
| US20170015891A1 (en) | Aqueous solution and method for use thereof | |
| US9359544B2 (en) | Composition and method for treating subterranean formation | |
| CN107249710A (zh) | 利用氮和热来处理深度水堵的乳液体系 | |
| WO2015017054A1 (en) | Aqueous solution and method for use thereof | |
| US20160138376A1 (en) | Flowing Fracturing Fluids to Subterranean Zones | |
| US20150122499A1 (en) | Aqueous solution and method for use thereof | |
| AU2011356580B2 (en) | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture |