SA520420482B1 - طرق جديدة للتثقيب - Google Patents
طرق جديدة للتثقيب Download PDFInfo
- Publication number
- SA520420482B1 SA520420482B1 SA520420482A SA520420482A SA520420482B1 SA 520420482 B1 SA520420482 B1 SA 520420482B1 SA 520420482 A SA520420482 A SA 520420482A SA 520420482 A SA520420482 A SA 520420482A SA 520420482 B1 SA520420482 B1 SA 520420482B1
- Authority
- SA
- Saudi Arabia
- Prior art keywords
- acid
- tool
- acidic
- acidic composition
- corrosion
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 121
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 149
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 147
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 94
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 94
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 241001449342 Chlorocrambe hastata Species 0.000 claims abstract description 9
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 84
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 51
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 45
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 35
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 18
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 12
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 10
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims description 8
- -1 acids organic acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims description 7
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 claims description 6
- 229940024606 amino acid Drugs 0.000 claims description 6
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 6
- BVHLGVCQOALMSV-JEDNCBNOSA-N L-lysine hydrochloride Chemical compound Cl.NCCCC[C@H](N)C(O)=O BVHLGVCQOALMSV-JEDNCBNOSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004472 Lysine Substances 0.000 claims description 5
- KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N Lysine Natural products NCCCCC(N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 101100234002 Drosophila melanogaster Shal gene Proteins 0.000 claims description 4
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 4
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 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 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 3
- DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N Asparagine Natural products OC(=O)C(N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N L-asparagine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(N)=O DCXYFEDJOCDNAF-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N L-methionine Chemical compound CSCC[C@H](N)C(O)=O FFEARJCKVFRZRR-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims description 2
- KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N L-valine Chemical compound CC(C)[C@H](N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims description 2
- AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N Threonine Natural products CC(O)C(N)C(O)=O AYFVYJQAPQTCCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004473 Threonine Substances 0.000 claims description 2
- KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N Valine Natural products CC(C)C(N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000009582 asparagine Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960001230 asparagine Drugs 0.000 claims description 2
- 235000018417 cysteine Nutrition 0.000 claims description 2
- XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N cysteine Natural products SCC(N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 2
- HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N histidine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229930182817 methionine Natural products 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000004474 valine Substances 0.000 claims description 2
- VOOGILFUHUXBEV-ZBRNBAAYSA-N (2s)-2-amino-3-hydroxypropanoic acid;(2s)-pyrrolidine-2-carboxylic acid Chemical compound OC[C@H](N)C(O)=O.OC(=O)[C@@H]1CCCN1 VOOGILFUHUXBEV-ZBRNBAAYSA-N 0.000 claims 1
- SJHOBWUQRVIODN-UHFFFAOYSA-N 2-amino-3-(1H-imidazol-5-yl)propanoic acid 2-aminopentanedioic acid Chemical compound OC(=O)C(N)CCC(O)=O.OC(=O)C(N)CC1=CN=CN1 SJHOBWUQRVIODN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 claims 1
- 241001136792 Alle Species 0.000 claims 1
- 101100190466 Caenorhabditis elegans pid-3 gene Proteins 0.000 claims 1
- 101100243943 Caenorhabditis elegans pid-5 gene Proteins 0.000 claims 1
- 235000005273 Canna coccinea Nutrition 0.000 claims 1
- 240000008555 Canna flaccida Species 0.000 claims 1
- 241000511343 Chondrostoma nasus Species 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N L-alanine Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N 0.000 claims 1
- 235000006679 Mentha X verticillata Nutrition 0.000 claims 1
- 235000002899 Mentha suaveolens Nutrition 0.000 claims 1
- 235000001636 Mentha x rotundifolia Nutrition 0.000 claims 1
- 235000004279 alanine Nutrition 0.000 claims 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims 1
- 239000008262 pumice Substances 0.000 claims 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 109
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 56
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 56
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 28
- NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M potassium iodide Chemical compound [K+].[I-] NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- KJPRLNWUNMBNBZ-QPJJXVBHSA-N (E)-cinnamaldehyde Chemical compound O=C\C=C\C1=CC=CC=C1 KJPRLNWUNMBNBZ-QPJJXVBHSA-N 0.000 description 16
- 229940117916 cinnamic aldehyde Drugs 0.000 description 16
- KJPRLNWUNMBNBZ-UHFFFAOYSA-N cinnamic aldehyde Natural products O=CC=CC1=CC=CC=C1 KJPRLNWUNMBNBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 11
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 11
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 10
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 10
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 9
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- WTEVQBCEXWBHNA-UHFFFAOYSA-N Citral Natural products CC(C)=CCCC(C)=CC=O WTEVQBCEXWBHNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 229910001511 metal iodide Inorganic materials 0.000 description 7
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229940043350 citral Drugs 0.000 description 6
- WTEVQBCEXWBHNA-JXMROGBWSA-N geranial Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\C=O WTEVQBCEXWBHNA-JXMROGBWSA-N 0.000 description 6
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 6
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 5
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N prop-2-yn-1-ol Chemical compound OCC#C TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 4
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- UCMIRNVEIXFBKS-UHFFFAOYSA-N beta-alanine Chemical compound NCCC(O)=O UCMIRNVEIXFBKS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- GBRBMTNGQBKBQE-UHFFFAOYSA-L copper;diiodide Chemical compound I[Cu]I GBRBMTNGQBKBQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 3
- KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N L-lysine Chemical compound NCCCC[C@H](N)C(O)=O KDXKERNSBIXSRK-YFKPBYRVSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 208000000260 Warts Diseases 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- HMKKIXGYKWDQSV-KAMYIIQDSA-N alpha-Amylcinnamaldehyde Chemical compound CCCCC\C(C=O)=C\C1=CC=CC=C1 HMKKIXGYKWDQSV-KAMYIIQDSA-N 0.000 description 3
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M iodate Chemical compound [O-]I(=O)=O ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 201000010153 skin papilloma Diseases 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- SARRRAKOHPKFBW-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-3-phenylprop-2-enal Chemical compound O=CC(Cl)=CC1=CC=CC=C1 SARRRAKOHPKFBW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLUMOWNVWOXZAU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-phenylprop-2-enal Chemical compound O=CC(C)=CC1=CC=CC=C1 VLUMOWNVWOXZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CJXMVKYNVIGQBS-OWOJBTEDSA-N 4-hydroxycinnamaldehyde Chemical compound OC1=CC=C(\C=C\C=O)C=C1 CJXMVKYNVIGQBS-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- AXCXHFKZHDEKTP-NSCUHMNNSA-N 4-methoxycinnamaldehyde Chemical compound COC1=CC=C(\C=C\C=O)C=C1 AXCXHFKZHDEKTP-NSCUHMNNSA-N 0.000 description 2
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000238366 Cephalopoda Species 0.000 description 2
- 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 2
- 241000557769 Iodes Species 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002841 Lewis acid Substances 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 235000015107 ale Nutrition 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 2
- 229940000635 beta-alanine Drugs 0.000 description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 2
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-N iodic acid Chemical class OI(=O)=O ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007517 lewis acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- HSZCZNFXUDYRKD-UHFFFAOYSA-M lithium iodide Chemical compound [Li+].[I-] HSZCZNFXUDYRKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- CJXMVKYNVIGQBS-UHFFFAOYSA-N p-hydroxycinnamaldehyde Natural products OC1=CC=C(C=CC=O)C=C1 CJXMVKYNVIGQBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- SJLLZWMNPJCLBC-ZZXKWVIFSA-N (e)-3-(3-methylphenyl)prop-2-enal Chemical compound CC1=CC=CC(\C=C\C=O)=C1 SJLLZWMNPJCLBC-ZZXKWVIFSA-N 0.000 description 1
- ALGQVMMYDWQDEC-OWOJBTEDSA-N (e)-3-(4-nitrophenyl)prop-2-enal Chemical compound [O-][N+](=O)C1=CC=C(\C=C\C=O)C=C1 ALGQVMMYDWQDEC-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 1
- NMWWGBPCLIHMMR-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;2-(2-hydroxyethylamino)ethanol Chemical compound OCCNCCO.OCCN(CCO)CCO NMWWGBPCLIHMMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XXUVCAJJNATGJW-UHFFFAOYSA-N 2-amino-3-phenylprop-2-enal Chemical compound O=CC(N)=CC1=CC=CC=C1 XXUVCAJJNATGJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YBDQLHBVNXARAU-UHFFFAOYSA-N 2-methyloxane Chemical compound CC1CCCCO1 YBDQLHBVNXARAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YKXLOLXPAVQFLX-UHFFFAOYSA-N 3,7-dimethylocta-2,6-dienal Chemical compound CC(C)=CCCC(C)=CC=O.CC(C)=CCCC(C)=CC=O YKXLOLXPAVQFLX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWDCZSRUMJDROH-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylphenyl)prop-2-enal Chemical compound CCC1=CC=C(C=CC=O)C=C1 KWDCZSRUMJDROH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QDXRYQLZSHJLKT-UHFFFAOYSA-N 3-oxo-1-phenylprop-1-ene-2-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(C=O)=CC1=CC=CC=C1 QDXRYQLZSHJLKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYMCARXOHQPZAX-UHFFFAOYSA-N 4-(3-oxoprop-1-enyl)benzonitrile Chemical compound O=CC=CC1=CC=C(C#N)C=C1 RYMCARXOHQPZAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010001488 Aggression Diseases 0.000 description 1
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 208000019300 CLIPPERS Diseases 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 101710150311 Dolichyl-phosphooligosaccharide-protein glycotransferase Proteins 0.000 description 1
- 101710202156 Dolichyl-phosphooligosaccharide-protein glycotransferase 1 Proteins 0.000 description 1
- 101710202150 Dolichyl-phosphooligosaccharide-protein glycotransferase 2 Proteins 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N L-Proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N 0.000 description 1
- ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N L-leucine Chemical compound CC(C)C[C@H](N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N 0.000 description 1
- ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N Leucine Natural products CC(C)CC(N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002879 Lewis base Substances 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N Proline Natural products OC(=O)C1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010037888 Rash pustular Diseases 0.000 description 1
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- SIIOIWCGWOXRNW-UHFFFAOYSA-K [I-].[Li+].[Cu+2].[I-].[I-] Chemical compound [I-].[Li+].[Cu+2].[I-].[I-] SIIOIWCGWOXRNW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GUUHFMWKWLOQMM-NTCAYCPXSA-N alpha-hexylcinnamaldehyde Chemical compound CCCCCC\C(C=O)=C/C1=CC=CC=C1 GUUHFMWKWLOQMM-NTCAYCPXSA-N 0.000 description 1
- GUUHFMWKWLOQMM-UHFFFAOYSA-N alpha-n-hexylcinnamic aldehyde Natural products CCCCCCC(C=O)=CC1=CC=CC=C1 GUUHFMWKWLOQMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002266 amputation Methods 0.000 description 1
- 229940027991 antiseptic and disinfectant quinoline derivative Drugs 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 231100000693 bioaccumulation Toxicity 0.000 description 1
- 229910000416 bismuth oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100000481 chemical toxicant Toxicity 0.000 description 1
- 208000021930 chronic lymphocytic inflammation with pontine perivascular enhancement responsive to steroids Diseases 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N dibismuth;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Bi+3].[Bi+3] TYIXMATWDRGMPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007975 iminium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930002839 ionone Natural products 0.000 description 1
- 150000002499 ionone derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007527 lewis bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- FCCDMGKAXIDXIG-UHFFFAOYSA-L lithium;sodium;diiodide Chemical compound [Li+].[Na+].[I-].[I-] FCCDMGKAXIDXIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- ZODDGFAZWTZOSI-UHFFFAOYSA-N nitric acid;sulfuric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O.OS(O)(=O)=O ZODDGFAZWTZOSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- AXCXHFKZHDEKTP-UHFFFAOYSA-N para-methoxycinnamaldehyde Natural products COC1=CC=C(C=CC=O)C=C1 AXCXHFKZHDEKTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 208000029561 pustule Diseases 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 231100000817 safety factor Toxicity 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 150000003567 thiocyanates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003583 thiosemicarbazides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 150000005671 trienes Chemical class 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
- C23F11/04—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in markedly acid liquids
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/283—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent in association with a fracturing process
-
- 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
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- 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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
طرق جديدة للتثقيب NOVEL DOWNHOLE METHODS الملخـــص طريقة لتحفيز تكوين حامل للهيدروكربون stimulation of a hydrocarbon-bearing formation، الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - توفير حفرة بئر wellbore بحاجة إلى تحفيز stimulation؛ - إدخال قابس plug في حفرة البئر أسفل قليلاً لمكان محدد مسبقًا؛ - إدخال أداة التثقيب perforating tool ورأس التثقيب spearhead أو حمض التكسير breakdown acid في حفرة البئر؛ - وضع الأداة في المكان المحدد مسبقًا predetermined location المذكور؛ - تثقيب حفرة البئر perforating the wellbore باستخدام الأداة tool وبواسطتها يتم خلق منطقة مثقبة perforated area؛ - السماح للحمض في رأس التثقيب بالوصول للمنطقة المثقبة perforated area لفترة زمنية محددة مسبقًا predetermined period of time كافية لتحضير التكوين لعملية التكسير أو التحفيز؛ - إزالة الأداة removing the tool من حفرة البئرwellbore؛ و - البدء في تحفيز المنطقة المثقبة باستخدام سائل التحفيز stimulation fluid. تم الكشف أيضًا عن تركيبة مانعة للتآكل corrosion inhibiting composition للإستخدام مع التر
Description
طرق جديدة للتثقيب NOVEL DOWNHOLE METHODS الوصف الكامل خلفية الاختراع يتعلق هذا الاختراع بطريقة لإجراء عمليات إستعادة محسنة enhanced stimulation recovery Ae operations تحفيز محمل بالهيدروكريون chydrocarbon-bearing stimulation بشكل أكثر تحديدًا بتركيبة حمضية acidic composition وطريقة لتحسين إنتاجية enhance well ill dial productivity الوقت وإستخدام الماء بشكل reducing time and water use pS عند 0 إجراء عمليات تكسير هيدروتيكية hydraulic fracturing operations في صناعة النفط coil & gas industry aly يتم إجراء التحفيز بالحمض2010 على بثر لزيادة الإنتاج أو استعادته. في بعض الحالات؛ يُظهر full في البداية نفاذية well initially caddie cexhibits low permeability وبتم استخدام التحفيز ead stimulation الإنتاج من الخزان reservoir في حالات أخرى؛ يتم استخدام التحفيز أو المعالجة لزيادة تشجيع النفاذية والتدفق 5 .من بثر موجود بالفعل أصبح غير منتج بسبب مشاكل scaling issues ull أو استنفاد التكوين .formation depletion التحمض acidizing هو نوع من العلاج stimulation treatment giesill الذي يتم إجراؤه فوق أو تحت ضغط كسر الخزان ضوعم above or below the reservoir fracture في محاولة ced استعادة أو sal) النفاذية الطبيعية للخزان. يتم تحقيق الحموضة عن طريق ضخ حمض؛ We 0 حمض الهيدروكلوريك chydrochloric acid في البئر لإذابة الحجر الجيري dimestone الدولوميت dolomite وأسمنت الكالسيت calcite cement عادة بين حبيبات الرواسب الحمضية
غير القابلة للذويان acid insoluble sediment grains من صخور الخزان reservoir rocks أو
لمعالجة تراكم القشور .scale accumulation
هناك ثلاثة أنواع رئيسية من التطبيقات الحمضية : تحميض المصفوفة matrix acidizing (مادة
الأساس) ٠ تحميض الكسر breakdown وتحميض التفتيت breakdown (يتم ضخه قبل طبقة
التكسير أو عملية الأسمنت للمساعدة في تكسير التكوين (تقليل ضغوط الكسر reduce fracture
«pressures زيادة . معدلات التغذية (increased feed rates بالإضافة إلى تنظيف
clean up cement cian) في تجويف البئر well bore أو الثقوب.
يتم إجراء معالجة حمض المصفوفة عندما يتم ضخ الحمض في ll وفي مسام تكوين الخزان
تحت ضغط الكسر. في هذا الشكل من الحموضة؛ تقوم الأحماض بإذابة تكوين الرواسب و/ أو 0 المواد الصلبة الطينية التي تثبط نفاذية الصخورء توسع المسام الطبيعية للخزان (التثقيب
. وتحفز تدفق الهيدروكريونات إلى جوف البتر لاستعادتها (wormholing
بينما يتم إجراء عملية تحميض المصفوفة عند ضغط منخفض بدرجة كافية لمنع تكسير صخر
dle (hall تحميض الكسر تتضمن ضخ حمض في All عند ضغط عالي lia تكسير
صخر الخزان فعليًا وحفر الرواسب المثبطة للنفاذية. يشكل هذا النوع من المعالجة الحمضية 5 قنوات channels أو كسور fractures يمكن أن تتدفق من WDA الهيدروكريونات
00005»_بالإضافة إلى تكوين سلسلة من الثقوب الدودية 405 م. في بعض
الحالات؛ يتم إدخال مادة حشو داعمة في السائل مما يساعد في فتح الكسور؛ مما يحسن تدفق
الهيدروكريونات إلى حفرة البئر. هناك العديد من الأحماض المعدنية والعضوية المختلفة
المستخدمة في المعالجة الحمضية للآبار. أكثر أنواع الأحماض شيوعًا المستخدمة في الآبار 0 لتحفيز الإنتاج هو حمض الهيدروكلوريك hydrochloric acid ((10)؛ والذي يكون مفيد في
.stimulating carbonate reservoirs تحفيز خزانات الكريونات
لقد ثبت أن التكسير يمكن أن يحسن الإنتاج بشكل كبير على الأقل 920-10 , كما هو
معروف جيدًا للأشخاص أصحاب المهارة العادية في المجال التطبيقي؛ يمكن تكسير ull عدة
مرات خلال فترة الإنتاج. يتطلب التكسير أو التكسير الهيدروليكي الخطوات التالية. بمجرد تحديد
قوة حفرة البثر, مناطق التثقيب. بعد ذلك؛ بعد وضع البطانة أو الغلاف الأسمنتي في مكانه؛
يجب على المرء تنظيف الحطام؛ وضخ القابس ومسدس (معدات) تثقيب perforating guns إلى
العمق والموقع المطلوبين. يتم ضبط القابس على ما هو أبعد قليلاً من الموقع المطلوب ليتم تحفيزه وثم يتم ثقب البطانة الأسمنتية في تلك المنطقة بإستخدام مسدسات التثقيب؛ مما يخلق
مسار لإجبار سوائل التكسير على الدخول في تكوين الغلاف.
تتطلب المرحلة الأخيرة قبل التكسير استخدام مسدس التثقيب؛ sale ما تكون عبارة عن مجموعة
حفر من الشحنات المشكلة السفلية shaped charges lowered إلى موقع محدد مسبقًا داخل
حفرة البثر. بمجرد وضعهاء؛ يتم تفريغ مسدس التثقيب وتثقيب الغلاف.
Gg 0 للعملية التقليدية؛ بعد اكتمال مرحلة التثقيب؛ تتم إزالة الأدوات من ll يتم ضخ كرة لأسفل لعزل المناطق الموجودة أسفل القابس. تنطبق هذه العملية على قابسات الجسر الصلبة (بدون كرة) التي تتطلب من خلالها ضغط سائل حفرة البئثر في الثقوب بمعدلات منخفضة أو مخفضة حتى يصل الحمض إلى الثقوب ويزيد من النفاذية لبدء الكسر وتقليل ضغوط الحقن. ثم يتم ضخ كمية كبيرة من سائل التكسير في التكوين المطلوب في البئثر. يؤدي الضغط العالي
5 الذي يتم عنده ضخ سائل التكسير إلى جانب الضخ المستمر إلى زيادة ضغط السائل داخل التكوين مما يؤدي إلى حدوث تكسير داخل الخزان. بعد الوصول إلى ضغط التكسير؛ يتم حقن سائل التكسير المحتوي على عوامل داعمة في التكوين لزيادة الكسور داخل التكوين وإدخال مادة الدعم للحفاظ على الكسور مفتوحة. الخطوة الأخيرة في عملية التكسير قبل إعادة الإنتاج هي شطف البئر من جميع مواد الدعامة السائبة
0 وسوائل التكسير. السليكلاين هو سلك خيط مفرد يستخدم في صناعة النفط والغاز لنقل الأدوات داخل البئر. عادة ما تكون عبارة عن حبل سلك واحد يتم إعداده على بكرة موجودة على ما يشار إليه باسم شاحنة سليكلاين. يتم توصيل خط سليكلاين بواسطة الأسطوانة التي يتم لفها من gall الخلفي من
شاحنة السليكلاين. يتم استخدام خط سليكلاين لخفض الأدوات داخل حفرة all من أجل إجراء عملية محددة . في الآبار شديدة الانحراف؛ يمكن استخدام الأنابيب الملتفة لنقل وخفض مسدسات التثقيب في موضعها أي فى موقع محدد مسبقًا . تسمح خطوط السليكلاين الحديثة بدمج خطوط J لألياف البصرية التي يمكنها توصيل معلومات في الوقت الفعلي للمشغل فيما يتعلق بالعمق؛ درجة الحرارة والضغط. يوفر هذا النوع من المعلومات لمشغلي آبار النفط معلومات كافية shal عملية التوصيل والتثقيب عن طريق الاستهداف الدقيق للتكوينات الحاملة للهيدروكريون المرغوية. فائدة هذه الاستراتيجية هي زيادة السيطرة على البثر. يسمح غلاف gall السفلي من الحفرة 0 بإكمال ad دون الحاجة إلى القلق بشأن سوائل الخزان. كما يسمح للمشغل باختيار التكوين الذي سيتم تكسيره من أجل الحصول على زيادة إنتاج البثر. كما يسمح للمشغل بإغلاق المقاطع المثقبة؛ التي تم استخراج الهيدروكريونات منها. عند إجراء الثقوب قد تؤدي Glad إلى تلف الجلد الناجم عن الحطام من الثقوب للحد أو تقليل إنتاجية Ad) (أي بشكل أكثر تحديدًا التكوين الحامل للهيدروكربون المستهدف) من عملية التكسير . gly على ذلك؛ فى ضوءٍ أحدث تقنيات التكسير الهيدروليكي؛ لا تزال هناك حاجة لتطوير طريقة تقلل من هدر المياه. يكمن حل هذه المشكلة في الجمع بين التركيبة الكيميائية والأدوات الميكانيكية من أجل تحقيق عملية أكثر كفاءة لاستخراج النفط. الوصف العام للاختراع ge 0 أهداف الاختراع الحالي توفير طريقة جديدة لتكسير Al حيث تتغلب على بعض عيوب أو قيود الطرق التقليدية. Gy للجانب الأول من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة للتكسير أو التحفيز للتكوين الحامل للهيدروكريون؛ الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية:
- توفير حفرة بثر providing a wellbore بحاجة إلى تحفيز؛ - إدخال قابس inserting a plug في حفرة البثر أسفل SLE لمكان محدد مسبقًا؛ - إدخال sd التثقيب inserting a perforating tool ورأس التثقيب أو تكسير الحمض spearhead or breakdown acid في حفرة البثر؛ - وضع الأداة positioning the tool المكان المحدد مسبقًا المذكور؛
- تثقيب حفرة perforating the wellbore yull باستخدام الأداة وبواسطتها يتم خلق منطقة مثقبة ¢perforated area - السماح لحمض allowing the spearhead acidewdiill (ul; بالوصول للمنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة مسبقًا كافية لتحضير التكوين لعملية التكسير أو التحفيز؛
0 <- إزالة الأداة removing the perforating tool من حفرة البثر؛ و - البدء في تكسير المنطقة المثقبة باستخدام سائل التكسير fracking fluid بشكل مفضل؛ يشتمل حمض رأس التثقيب على مثبط OSE تم تجهيزه لمنع التأكل الضار للأداة أثناء فترة التعرض للأدوات المذكورة . بشكل مفضل» تكون أداة التثقيب مسدس تثقيب.
بشكل مفضل أيضًاء يتم اختيار حمض رأس التثقيب من المجموعة المتكونة من: أحماض معدنية ¢mineral acids أحماض عضوية ¢organic acids أحماض معدلة ¢modified acids أحماض اصطناعية ¢synthetic acids وإتحادات .combinations thereofagie بشكل مفضلء يشتمل حمض (ul) التثقيب أيضًا على مثبط LOSE الأفضل من ذلك؛ يتم اختيار حمض رأس التثقيب من المجموعة المتكونة من: حمض الميثان ¢methanesulphonic acide seb حمض
0 الهيدروكلوريك: حمض أميني ¢HCl:amino acid حمض الهيدروكلوريك: الكانولامين HCL : 06( 0«01ملاه. بشكل مفضل؛ يتم اختيار الحمض الأميني من المجموعة المتكونة من: ليسين ¢lysine ليسين مونوهيدروكلوريد talanine (YY! ¢lysine monohydrochloride (iY الأسباراجين asparagine حمض الأسبارتيكواعه aspartic سيستين foysteine حمض
‘methionine ميثيونين ‘leucine pws! ¢histidine الهيستيدين ¢glutamic acid الجلوتاميك
البرولين tproline سيرين tserine ثريونين tthreonine فالين ¢valine وإتحادات منهم. بشكل
مفضل أيضًا يتم اختيار الألكانولامين alkanolamine من المجموعة المتكونة من: أحادي
Jeli) أمين ¢monoethanolamine ثنائي إيثانول أمين tdiethanolamine ثلاثي إيثانول أمين
triethanolamine 5 وإتحادات منهم.
وفقاً لتجسيد مفضل للإختراع الحالي توجد التركيبة المثبطة للتأكل corrosion inhibiting
composition للإستخدام مع حمض» تشتمل التركيبة المذكورة : السيترال و/أو السينامالدهيد.
بشكل مفضل» تشتمل التركيبة المثبطة للتآكل على: كحول ألكين؛ تربين» يفضل اختياره من
المجموعة المتكونة من: السترال؛ كارفوني؛ أيونون؛ الأوكيمين؛ سيمين؛ وإتحادات منهم؛ يفضل 0 أن يكون التريين هو سيترال؛ سينامالديهيد أو أحد مشتقاته؛ ومذيب. بشكل مفضل؛ تشتمل
التركيبة المثبطة للتأكل على sale خافضة للتوتر السطحي واحدة على الأقل
بشكل canbe يكون كحول الألكين alkyne alcohol عبارة عن كحول بروبارجيل propargyl
.alcohol
بشكل مفضل؛ يتم اختيار المذيب من المجموعة المتكونة من: ميثانول methanol الإيثانول tethanol 5 6« 3-إيثوكسيلات ¢6,3-ethoxylate والأيزويروبانول isopropanol بشكل مفضل
يكون المذيب هو الأيزوبروبانول.
بشكل مفضل» يوجد الألكين بكمية تتراوح من 10 - 740 حجم / حجم من التركيبة. بشكل
مفضل (Lad يوجود السيترال بكمية تتراوح من 715-5 حجم / حجم من التركيبة. بشكل
مفضل أيضًاء يوجد السينامالديهيد أو المشتق منه بكمية تتراوح من 7.5 - 720 حجم / حجم 20 .من التركيبة. بشكل مفضل أيضًاء يوجد المذيب بكمية تتراوح من 10 = 740 حجم / حجم من
التركيبة. By لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ توجد sald) الخافضة للتوتر السطحي بكمية
تتراوح من 10 - 740 حجم / حجم من التركيبة. بشكل مفضل؛ تشتمل المادة الخافضة للتوتر
السطحي على البيتين betaine أو السولتين ع0نه1ن. Gy لتجسيد مفضل؛ تشتمل المادة
الخافضة للتوتر السطحي على بيتين وبيتا-ألانين B-Alanine 17-(2-كريوكسي إيثيل) “N= دوديسيل-؛ ملح صوديوم (1: 1:1()1) -N-(2-carboxyethyl)-N-dodecyl-, sodium salt بشكل مفضل» تشتمل التركيبة المثبطة للتأكل أيضاً على يوديد 3 metal iodide أو يودات jodate منتقاة من المجموعة المتكونة من: يوديد النحاس tcuprous jodide يوديد البوتاسيوم potassium iodide 5 ودوديد sodium iodide a ga gual وفقًا لأحد جوانب الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لوضع الحمض في خفرة ull الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - توفير حفرة بثر بحاجة إلى تحفيز؛ - إدخال قابس في حفرة ll في مكان أسفل بقليل الموقع المحدد مسبقًا؛ 0 - إدخال أداة التثقيب ورأس التثقيب أو حمض التكسير في حفرة البثر؛ - وضع الأداة في المكان المحدد مسبقًا المذكور؛ - تثقيب حفرة ll باستخدام الأداة وبالتالي خلق منطقة مثقبة؛ و - السماح لحمض رأس التثقيب بالوصول إلى المنطقة المثقبة لفترة محددة مسبقًا. وفقًا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ تكون تركيبة مثبط التآكل فعالة عند درجة حرارة تصل إلى 110 درجة مئوية؛ Ag بعض التركيبات المفضلة تكون فعالة عند درجة حرارة تصل إلى 130 درجة مئوية . Uy لأحد جوانب الاختراع الحالي؛ توفر تركيبة مثبط التأكل حماية فعالة لكل من سبائك الصلب الكريوني وكذلك الفولاذ المقاوم للصداً خلال الفترة الزمنية التي تتعرض فيها الأدوات للتركيبة الحمضية . شرح مختصر للرسومات ستظهر سمات ومزايا تجسيدات التطبيق الحالي من الوصف التفصيلي التالي والأشكال الملحقة؛ حيث:
ع8 الشكل 1 هو رسم تخطيطي يوضح الخطوات العامة Gy للطريقة المفضلة للاختراع الحالي؛ يوضح الشكل 2 مقارنة جنبًا إلى جنب لإجراء الحقن في عمليات ما قبل التكسير وعمليات «pull يوضح الرسم البياني الأيسر العملية التقليدية ويوضح الرسم البياني الأيمن التجسيد المفضل للطريقة وفقًا للاختراع الحالي؛ يوضح الشكل 3 مقارنة الرسم البياني الشريطي Gs إلى جنب لأوقات المراحل المختلفة في عمليات ما قبل التكسير وعمليات التكسير» يوضح الرسم البياني الأيسر تجسيد مفضل للطريقة Gd للاختراع الحالي؛ يوضح الرسم البياني الأيمن المعالجة التقليدية. الوصف التفصيلي: يتم توفير الوصف التالي؛ والتجسيدات الموصوفة dd على سبيل التوضيح لمثال؛ أو أمثلة؛ 0 لتجسيدات معينة لمبادئ الاختراع الحالي. يتم توفير هذه الأمثلة لأغراض شرح؛ وليس التقييد؛ لتلك المبادئ والاختراع. في عملية التثبيت والتثقيب التقليدية؛ يتم تثبيت القابس في البثرء يتم ثقبها بأداة (مسدسات 5نع)؛ ثم يتم سحب أداة التثقيب المستنفدة من الحفرة ثم يتم ضخ الحمض وتعميمه على الثقوب ( يمكن أن تضيف هذه العملية وقت كبير) وبمجرد الوصول إلى معدل التغذية feed rate 5 فإنها Tag في هذه المرحلة. ثم يتم تكرار العملية حتى عدد المراحل (أكثر من 40 مرة في العديد من الآبار). وفقًا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ تسمح الطريقة للمشغل بضخ الأدوات لأسفل بحمض رأس التثقيب لثقب المنطقة في وجود الحمض أو بالقرب من الحمض وترك الحمض فوق الثقوب. يتبع ذلك إزالة الأداة من حفرة ill وبدء التكسير على الفور. 0 وفيا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ يمكن أن توفر هذه الطريقة ما يصل إلى ساعة واحدة )1( لكل مرحلة (حتى 5 في Als بعض التكوينات الضيقة ) عند متوسط تكلفة 20000 دولار / ساعة (لطاقم فارك)وما يصل إلى حوالي 50-30 متر مكعب من المياه لكل مرحلة. في بئر
و مكون من 50 مرحلة؛ يمكن أن يترجم هذا إلى مدخرات تزيد عن 1.000.000 دولار في الوقت المناسب بالإضافة إلى توفير مياه تصل إلى 800,000 جالون. يمكن أن تصل المدخرات المحتملة من تنفيذ هذه الطريقة في العمليات في الولايات المتحدة وحدها إلى ما يزيد عن عدة مئات من الملايين من الدولارات سنوتًا.
حمض الهيدروكلوريك هو الحمض الأكثر استخدامًا في التكسير. مع أخذ ذلك في الاعتبار يجب أن يفهم المرء أن أدوات التثقيب مصنوعة في الغالب من الفولاذ المقاوم للصداً لضمان طول العمر. تتطلب عمليات التوصيل والتثقيب التقليدية إزالة مسدسات التثقيب فورًا بعد مرحلة التثقيب وإلا فإن حمض رأس التثقيب سوف يدمر مسدسات التثقيب بسبب ميلها لمهاجمة الفولاذ المقاوم للصداً. العامل الحاسم في السماح لعملية تعرض الفولاذ المقاوم للصداً للأحماض القوية
0 مثل حمض الهيدروكلوريك 110 هو القدرة على التحكم في التآكل» تقليله أو إزالته إلى Gia أقل مما يجعل أداة الفولاذ المقاوم للصداً غير قابلة للاستخدام بعد استخدامات قليلة فقط (أو حتى أقل). Gy لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ يمكن تنفيذ الطريقة باستخدام مثبط SB جديد يوفر الحماية للفولاذ المقاوم للصداً من التلف الناتج عن التعرض لحمض الهيدروكلوربك (HCI) هذا
5 يوفر إمكانية لم يسبق رؤيتها من قبل All) خطوة من عملية ما قبل التكسير؛ بالتالي توفير الكثير من الوقت؛ المال والموارد المائية . بشكل مفضل؛ يتم اختيار المادة الخافضة للتوتر السطحي من المجموعة المتكونة من: خافض للتوتر السطحي سلتين ¢sultaine surfactant خافض للتوتر السطحي البيتين betaine surfactant وإتحادات منهم. الأفضل من ذلك؛ يتم اختيار المادة الخافضة للتوتر السطحي
0 السلتين والبيتين من المجموعة المتكونة من: خافض للتوتر السطحي أميدو بيتاين amido ¢betaine surfactant خافض للتوتر السطحي أميدى سلتين amido sultaine surfactant وإتحادات مهم. لكن بشكل مفضل GT يتم اختيار المادة الخافضة للتوتر السطحي أميدو بيتاين من المجموعة المتكونة من: أميدو بيتاينالذي يشتمل على طرف s)\S للماء hydrophobic
tail من C8 إلى 016. بشكل مفضل» يكون أميدو بيتاينالمشتمل على طرف كاره للماء من C8 إلى 016 عبارة عن كوكاميدو بيتاين .cocamidobetaine بشكل مفضل (liad تشتمل مجموعة تثبيط corrosion inhibition package (SUN أيضًا على عامل خافض للتوتر السطحي أنيوني surfactant عتصمتصه. (Janie (SE يكون خافض التوتر السطحي ١ لأنيوني هوخافض للتوتر السطحي carboxylic surfactant Awe S الأفضل أن يكون خافض التوتر السطحي الكريوكسيلي عبازة عن خافض للتوتر السطحي ثنائي الكريوكسيل dicarboxylic surfactant بشكل مفضل أكثرء يشتمل خافض للتوتر السطحي ثنائي الكربوكسيل على طرف ofS للماء من 8© إلى 16©. بشكل مفضل» يكون خافض للتوتر ald ثنائي الكريوكسيل عبارة Ge لوربمينوديبروبيونات الصوديوم sodium .Jauriminodipropionate 0 الأكثر تفضيلاً تجسيدات لمجموعة_تثبيط Alife KE على كوكاميدو بروبيلبيتاين cocamidopropyl betaine وبيتا-ألانين ٠+ 17-(2-كربوكسي إيثيل)-1- دودوسيل-» ملح الصوديوم )1: 1:1)(1( .N-(2-carboxyethyl)-N-dodecyl-, sodium salt Uy لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ عند تحضير تركيبة حمضية مشتملة على مجموعة تثبيط 5 التأكل؛ يمكن إضافة يوديد معدني أو يودات Jie يوديد البوتاسيوم؛ يوديد الصوديوم؛ يوديد النحاس» يوديد الليثيوم100106 lithium كمكثف لمثبط ISH يكون jodideasd) أو lug ©1001 موجود بشكل مفضل بنسبة وزن / حجم تتراوح من 0.1 إلى 71.5 يفضل أكثر من 5 إلى 71.25 يفضل أكثر بنسبة 71 بالوزن / الحجم للتركيبة الحمضية. يفضل أن يكون اليوديد المستخدم هو يوديد البوتاسيوم. Gig 0 لتجسيد مفضل للاختراع الحالي» تشتمل مجموعة التأكل على: 2 2-Propyn-Js 1-0sbig 1-01 مركب. مع ميثيلوكسيران ¢methyloxirane 8-ألانين» -16(-2-كريوكسي إيثيل)-11- دوديسيل» ملح الصوديوم (1: 1)؛ كوكاميدويروبيل البيتاين ¢cocamidopropyl betaine (+) -
3 7-ثنائي ميثيل -2) 6-ثماني الأدينال (السيترال) (+)-3,7-Dimethyl-2,6-octadienal ¢(Citral) السينامالديهيد ¢cinnamaldehyde والأيزوب رويانول150017003001. بشكل مفضل؛ تشتمل التركيبة على 720 من 2-بروبين-1-ول؛ المركب مع ميثيلوكسيران 720 من 8-ألانين» 17-(-2-كريوكسي إيثيل)-17- دوديسيل-؛ ملح الصوديوم (1: 1)؛ 720 من كوكاميدوبروبيلبيتاين؛ 7.5 7 من (+)-3؛ SET ميثيل-2؛ 6-ثماني الأدينال (السيترال) ¢(+)-3,7-Dimethyl-2,6-octadienal (Citral) 712.5 سينامالدهيد tcinnamaldehyde 5 720 من الأيزوبرويانول (جميع النسب المئوية بالحجم). تجدر الإشارة إلى أن جزيئات خافض التوتر السطحي تشتمل على ما يقرب من ثلث المحتوى الفعلي لخليطخافض التوتر السطحي بأكمله حيث يتكون التوازن؛ تقريبًا 3/2؛ من الماء للتحكم في لزوجة المادة الخافضة للتوتر السطحي 0 عند مزجها مع المكونات الأخرى. هذا نموذجي لخلطات خافض التوتر السطحي في هذه الصناعة وغيرها. Uy لتجسيد مفضل من الإختراع الحالي» تشتمل تركيبة مثبط التآكل على سينامالديهيد أو مشتق dia مختار من المجموعة المتكونة من: سينامالديهيد؛ دايسينامالديهيد بارا-هيدروكسي سينامالديهيد ¢dicinnamaldehyde p-hydroxycinnamaldehyde بارا- Jie سينامالديهيد p- ¢methylcinnamaldehyde 5 يارا- إيثيل سينامالديهيد ¢p-ethylcinnamaldehyde بارا- ميثوكسيسينامالديهيد ¢p-methoxycinnamaldehyde بارا -ديميثيل أمينوسينامالديهيد pr ¢tdimethylaminocinnamaldehyde بارا -ثنائي Jail أمينوسينامالديهيد p- gil ¢p-nitrocinnamaldehyde glib jii—hL ¢diethylaminocinnamaldehyde — نيتروسينامالديهيد to-nitrocinnamaldehyde 4- (3-بروبينال) سينامالديهيد -4-3 ¢propenal)cinnamaldehyde 0 بارا -صوديوم سلفوسينامالديهيد بارا - ترايميثيلامونيوم سينامالديهيد كبريتات p-sodium sulfocinnamaldehyde p-trimethylammoniumcinnamaldehyde ¢sulfate بارا-ترايميثيل .| الأمونيوم | سينامالديهيد | أورثو-ميثيل | كبربتات-م o-methylsulfate عل رطعلمصسممسنعصسندمسصصهدا جطعصة؟؛ بارا -ثيوسيانوسينامالديهيد p- p-(S- بارا -(5- أسيتيل) تيوسينامالديهيد tthiocyanocinnamaldehyde
facetyl)thiocinnamaldehyde بارا-(1-5 -N ثنائي ميثيل كارباموبلثيو) سينمالدهيد-5)-0
p- بارا -كلوروسينامالديهيد ¢N,N-dimethylcarbamoylthio)cinnamaldehyde
¢chlorocinnamaldehyde »-ميثيل سينامالديهيد ¢o-methylcinnamaldehyde م-ميفل
5 سينامالديهيد ¢B-methylcinnamaldehyde 0-كلوروسيناملديهيد»ه-بروموسيناملديهيد -»
»- ديهيدلامانيس بوتيل -» ¢chlorocinnamaldehyde a-bromocinnamaldehyde
¢butylcinnamaldehyde »-أميل . مينامالديهيد ‘a-amylcinnamaldehyde اس
هيكسيلسينامالديهيد ¢o-hexylcinnamaldehyde »©-برومو-بارا- سيانوسينامالديهيد a-bromo-
a-ethyl-p- -ميثيل سينامالديهيد hl Lula ¢p-cyanocinnamaldehyde p-methyl-o- -ميثيل-ه-بينتيل سينامالديهيد hg methylcinnamaldehyde 0
.pentylcinnamaldehyde
aqueous modified aciddase لتجسيد مفضل؛ يكون الحمض هو تركيبة حمض مائي Ga,
مشتملة على: حمض معدني وألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 15: 1.
dy لتجسيد مفضل OAT يكون الحمض هو تركيبة حمض مائي معدل مشتملة على: حمض الهيدروكلوريك وألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 15: 1.
وفقًا لتجسيد مفضل؛ يكون الحمض هو تركيبة حمض مائي معدل وفقًا لعنصر الحماية 2؛
حيث يوجد حمض الهيدروكلوريك والألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 10: 1.
وفقًا لتجسيد مفضل؛ يكون الحمض هو تركيبة حمض مائي معدل Gy لعنصر الحماية 2؛
حيث يوجد حمض الهيدروكلوريك والألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 7.0: 1. بشكل 0 مفضل «JST يوجد حمض الهيدروكلوريك والألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 4: 1. بشكل
مفضل أكثرء يوجد حمض الهيدروكلوريك والألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن 3: 1.
وفقًا لتجسيد مفضل» يتم اختيار الألكانولامين من المجموعة المتكونة من: أحادي إيثانول أمين؛
ثنائي إيثائول أمين؛ ثلاثي إيثانول أمين وإتحادات منهم. بشكل مفضل؛ يكون الألكانولامين
أحادي إيثانول أمين.
Uy لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ تستخدم الطريقة تركيبة حمض اصطناعي أو معدل
5 مشتمل على: حمض قوي؛ Jie حمض الهيدروكلوريك وألكانولامين بنسبة مولارية لا تزيد عن
5 1؛ يفضل أن يكون بنسبة مولارية لا تزيد عن 10: 1 يفضل أكثر بنسبة مولارية لا تزيد
عن 8: 1؛ يفضل بدرجة أكبر بنسبة مولارية لا تزيد عن 5: 1؛ يفضل أكثر بنسبة مولارية لا
تزبيد عن 3.5: 1؛ مع ذلك يفضل أكثر بنسبة مولارية لا تزيد عن 2.5: 1.
بشكل مفضل. تشتمل المكونات الرئيسية من حيث النسبة المئوية للحجم والوزن من التركيبة 0 المذكورة Sel على ألكانولامين وحمض قري acid 80008» مثل حمض الهيدروكلوريك» حمض
-sulfonic acid وحمض السلفونيك sulfuric acid حمض الكبريتيك nitric acid النيتريك
يحتوي الألكانولامين» وفقًا لما سبق على مجموعة أمينية واحدة على الأقل» (NHa— ومجموعة
كحول واحدة؛ -011. تتضمن الألكانولامينات المفضلة؛ على سبيل المثال لا الحصر؛ أحادي
إيثانول أمين Jalil A «monoethanolamine أمين diethanolamine وثلاثني إيثانول أمين triethanolamine 5 يفضل استخدام أحادي إيثانول أمين؛ ثنائي إيثانول أمين. الأكثر تفضيلاً هو
أحادي إيثانول أمين. عند إضافته إلى حمض الهيدروكلوريك؛ يتشكل حمض لويس | معادل
قاعدي Cus تعمل المجموعة الأمينية الأولية كقاعدة لويس وبروتون حمض الهيدروكلوريك
كحمض لويس. يقلل التقريب المتشكل بشكل كبير من التأثيرات الخطرة لحمض الهيدروكلوريك
بمفرده؛ Jie تأثير صغط أدخنته أو أبخرته «fuming effect الاسترطابية chygroscopicity 0 والطبيعة شديدة LSE
يمكن ضبط أو تحديد النسبة المولية للمكونين الرئيسيين اعتمادًا على التطبيق المقصود وقدرة
الذوبان المطلوية. وفنا لتجسيد مفضل حيث يكون الحمض القوي هو 1101 يمكن للمرء زيادة
نسبة مكون HO لزيادة قدرة الذوبان للتكوين مع الاستمرار في توفير واحدة على NI من
المزايا التالية : الصحة؛ السلامة؛ البيئية. والمزايا التشغيلية على حمض الهيدروكلوربك. يمكن دمج مثبطات JCB مختلفة في تركيبة حمض مستخدمة في تجسيد مفضل للطريقة dy للاختراع الحالي» تشتمل هذه التركيبة على حمض قوي وألكانولامين لتفليل التأكل على الفولاذ
الملامس له.
بشكل مفضل؛ يمكن أن تشتمل التركيبة Wad على مركبات عضوية قد تعمل كمثبطات تآكل منتقاة من المجموعة المتكونة من: كحول acetylenic alcohols ألدهيدات عطرية أو أليفاتية (ll Ji) aromatic or aliphatic aldehydes بيتا- ألدهيدات غير مشبعة) ؛» ألكيلفينون calkylphenones أمينات وعمنصة؛ أميدات camides حلقات غير متجانسة تحتوي على 0 تيتروجين- nitrogen-containing heterocycles (مثل القائمة .على الإيميدازولين «(imidazoline أملاح إيميتيوم iminium salts تريازول ctriazoles بيريدين pyridine ومشتقاته أو أملاحه؛ مشتقات الكينولين»؛ مشتقات (bye ثيوسيميكاربازيدات «thiosemicarbazides ¢thiocyanates lila i أملاح أمين amine salts seb) 00210037 ومنتجات تكثيف للكاريونيل والأمينات. يتم اختيار المكثفات التي يمكن دمجها في التركيبات وفقًا للاختراع الحالي 5 من المجموعة المتكونة من: حمض الفورميك formic acid يوديد البوتاسيوم potassium codide أكسيد الأنتيمون antimony oxide يوديد التحاس Migr «copper iodide الصوديومع10010 sodium يوديد الليثيومع10010 dlithium كلوريد الألومنيوم aluminum «chloride أكسيد البزموت bismuth oxide كلوريد الكالسيوم0ت:م1ء ccalcium كلوريد المغنيسيوم010:108» magnesium وإتحادات منهم. بشكل مفضل؛ يتم استخدام مركب يوديد Jie 0 يوديد البوتاسيوم. يمكن إضافة مواد مضافة أخرى اختياريًا إلى تركيبة وفنا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي. تتضمن القائمة غير المحدودة لهذه الإضافات الشائعة عوامل التحكم في الحديد (مثل عوامل الاختزال5ا60ع2 ع600010:)؛ خافضات التوتر السطحي المبللة بالماء water- cwetting surfactants غير المستحلبات0(15156:5©-000»؛ مزيلات الاستحلاب «deemulsifiers
عوامل الرغوة (foaming agents العوامل المضادة للحشوقا0عع2 cantisludging مثبت الطين و/ أو الدقيق «clay and/or fines stabilizer مثبطات scale inhibitors yall المذيبات المتبادلة «mutual solvents مخفضات الاحتكاك friction reducer يمكن استخدام الكحولات ومشتقاتهاء ia كحول ألكين ومشتقاته ويفضل كحول برويارجيل ومشتقاته كمثبطات للتآكل. يستخدم كحول بروبارجيل نفسه تقليديًا LAS للتأكل يعمل بشكل جيد بتركيزات منخفضة. مع oll فهي مادة كيميائية شديدة السمية / ALE للاشتعال للتعامل معها كمركز؛ لذلك يجب توخي الحذر عند تعريضها للمركز. في بعض الحالات؛ يُفضل استخدام 2-بريين-1-ول؛ المركب مع die أوكسيران» لأن هذا مشتق أكثر أمائًا للتعامل معه. يعتبر Basocorr® PP مثالاً على مثل هذا المركب. يمكن استخدام اليودات المعدنية أو اليودات Jie يوديد البوتاسيوم؛ يوديد الصوديوم؛ 0 يوديد النحاس ويوديد الليثيوم كمكثف لمثبط التأكل جنبًا إلى جنب مع التركيبة By للتجسيدات المفضلة للاختراع الحالي. في الواقع؛ يوديد البوتاسيوم هو يوديد معدني يستخدم تقليديًا كمكثف لمثبط SEI لكنه مكلف؛ لكنه يعمل بشكل جيد للغاية. إنه غير منظم وآمن في التعامل معه. يكون اليود أو اليوديد موجود بشكل مفضل بنسبة وزن تتراوح من 0.1 إلى 75 بالوزن» يفضل أكثر من 0.2 إلى 73 بالوزن» يفضل أكثر من 0.25 إلى 72 بالوزن. Gy 5 لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لتحميض مادة أساس تكوين الحجر الجيري المحتوي على هيدروكريون؛ الطريقة المذكورة مشتملة على: - توفير تركيبة مشتملة على خليط حمض الهيدروكلوريك والليسين والماء؛ حيث تتراوح النسبة المولية بين حمض الهيدروكلوريك والليسين من 4.5: 1 إلى 8.5: 1؛ - حقن التركيبة المذكورة في قاع البئر في التكوين المذكور عند ضغط أقل من ضغط التكسير لاللتكوين؛ و - السماح بفترة زمنية كافية للتركيبة لملامسة التكوين المتكور لإنشاء ثقوب دودية في التكوين المذكور.
يوجد ليسين وكلوريد الهيدروجين بنسبة مولارية تتراوح من 1: 3 إلى 1: 12.5؛ يفضل بنسبة مولارية تتراوح من 1: 4.5 إلى 1: 9» يفضل أكثر بنسبة مولارية تتراوح من أكثر من 1: 5 إلى 1: 5.. dy لتجسيد مفضل للاختراع الحالي؛ يكون الحمض المستخدم عبارة عن 101!أولي.
تشتمل تركيبة مثبط JS أيضاً على يوديد فلز أو يودات مختارة من المجموعة المتكونة من: يوديد نحاس؛ يوديد البوتاسيوم ويوديد الصوديوم. بشكل مفضل؛ يوديد الفلز أو اليودات هو يوديد البوتاسيوم. وفقًا لتجسيد مفضل AT للاختراع الحالي؛ يكون يوديد الفلز أو اليودات عبارة عن يوديد الصوديوم. وفقًا لتجسيد مفضل AT للاختراع الحالي؛ يوديد الفلز أو اليودات عبارة عن يوديد نحاس.
0 يتضمنالجدول 1 على تركيبة سابقة (01-5) وتركيبة وفقًا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي CL) 555( جدول 1-تركيبة لمجموعات مختلف من مثبطات التأكل المختبرة
ل
سن نس te] ا ال
0 | )117 احجم 96 صوديوم (1 : 1)
sess] Wea] 0] ns
0000000000000
see] 100] 0 اختبار التآكل
تم تعريض تركيبات مثبطات التأكل Gy للتجسيدات المفضلة للاختراع الحالي لاختبار التأكل. تم تسجيل نتائج اختبارات التآكل واختبار التآكل المقارن في الجداول 2 إلى 5. قد تم تعريض العديد من درجات الصلب (الفولاذ المقاوم للصداً والفولاذ الكربوني) لتركيبات حمضية مشتملة على مثبطات التأكل وفقًا للاختراع الحالي مقابل مثبطات التأكل المعروفة للتركيبات المدرجة لفترات زمنية مختلفة بدرجات حرارة متفاوتة. كانت نتيجة تثبيط التأكل المرغوية عندما يكون رقم التأكل (بالكيلوجرام/متر (moe (الرطل / قدم مريع) عند 0.244 (0.05) أو أقل. الأفضل أن
يكون هذا الرقم (بالكيلوجرام/متر (more (الرطل / قدم مريع) عند 0.098 (0.02) أو أقل.
3 حمض الهيدروكلوريك: MEA بنسبة 5.5: 1 و750 حمض الهيدروكلوريك: MEA بنسبة ١ 5 تشير إلى كمية حجم التركيز الأصلي لمحلول الأساس الذي يحتوي على HCL وأحادي 0 إيثانول أمين بنسبة 5.5: 1. يكون تحميل 733حمض الهيدروكلوريك MEA: بنسبة 5.5: 1 حوالي 76.5 من حمض الهيدروكلوريك. تحميل 750 حمض الهيدروكلوريك: MEA بنسبة
5 1 هو حوالي 710من حمض الهيدروكلوربك.
— 9 1 — J لجدول 1-2 ختبار ا لتاكل لقسائمصلب 316 (فولاذ ( بسائل حمضى مختلف عند درجات حرارة مختلفة لمدة إختبار 2 ساعة عند درجة حرارة 90 درجة Ligie ا لح ا ل ل ل ا ار ا ا Er ملالية a a مقط لماكل - a lh Es لون ا ل sly Lady ss Sh adh ا ااا HCl %33 CI-5 %1.0 0.615 MEA : CL %0.75 (0.126) 56.702 2232.38 | 7.92 20.968 1.2899 بنسبة 5.5 | 316 NE- %0.11A :1 1 HCl %50 CI-5 %1.0 MEA 0.649 : Cl- %0.75 )133 .0( 59.991 2361.83 | 7.92 20.968 1.3647 بنسبة 5.5 | 316 NE- %0.11A :1
— 2 0 —
* تشير 733 7505 إلى مستوى التركيز الأصلي لمحلول الأساس المحتوي على على 1101 وأحادي إيثانول أمين بنسبة 5.5 : 1.
** جميع النسب معطاة بالحجم / الحجم7 من الحجم الكلي للسائل.
الجدول 3-اختبار التأكل لقسائم الصلب المختلفة مع مختلف السوائل الحمضية فى درجات حرارة مختلفة ووقت التشغيل 6 ساعات ا اد اال ol ترجا ا ---0- ay ee الا ا ار الا Ade Ae ae (بالجرام اد انطع . كي لوث مقط SU (بالدر ا الئل ا اللا Ee اذ ا الصف dy | سكسا Ee) Gey) ااا ا لأس ol اد
0 كن HCl : %33 ZA %0.Tlincl 0.127 23.79 936.63 | 7.92 20.968 | 0.2706 17ابنسبة 5.5 :| 316 )0.026( %0.75 0 1 NE-1 %0.11A 316 0: 33| 90| crs %20] 0.5990] 20968 2073.33] 52.66] 0.283
— 2 1 — -20- : 5.5 /ابنسبة 5 0 %0.75 (0.058) 1 NE-1 %0.11A
CI-2 %0.75 حمن 3 : 101ثيورنا 5 0-6 316 0.8117 8 7.926 6 71.36 0.7 +1 مدن بنسبة 5 (0.079)
NE-1 %0.1
HCl : %33 CI-5 0 0.562 316 | : 5.5 ]1ابنسبة 0 960.75 | 1.1770 20.968 7921 407398 | 103.48 0.115 1 NE-1 %0.11A (0-115)
CI-2 %0.75
HCl : %33
CI-4A %0.5 0.127 316 | : 5.5 ]1ابنسبة 1.1348 | 20.968 7.92 | 1 99.77 1 CI-1A 5 )0.026(
NE-1 1
HCl : %33 CI-5S8S %1.50 0.283 316 0.1422 | 20.968 7921 492.20 12.50 : 5.5 LuaMEA ملس 0 (0.058)
a sewn) fp
HCl : %33 CI-58S %1.50 0.386 316 |: 5.5 1ابنسبة CI-1A %1.0| 0.3277 20.968 7.921 756.18 19.21 (0.079) 1 NE-1 %0.1
HCl : %50
CI-58S %1.50 : 5.5 ابنسبة 1 0.562 316 CI-1A %1.0| 0.1974 | 20.968 7.92 | 683.27 17.36 1 (0.115)
NE-1 %0.1
HCl : %33
CI-58S %1.50 : 5.5 ابنسبة 1 0.7 316 CI-1A %1.0| 0.6878 20.968 7.921 1587.13 40.31 1 (0.067)
NE-1 %0.1
HCl : 9650 001-55 %1.50 0.107 316 |: 5.5 1ابنسبة CI-1A %1.0| 02246 | 20.968 7.921 1 19.75 (0.022) 1 NE-1 %0.1
HCl : 3 CL-5SS %1.50 0.049 80L | 5.5 بنسبة MEA CI-1A %1.0| 0.147 | 28.922 7.86 | 370.68 9.42 (0.010) 1: NE-1 %0.1
HCl : %33 CL-5SS %1.50 0.034 110P | 5.5 بنسبة MEA CI-1A %1.0| 0.112] 34.839 7.86 | 236.15] 5.998 (0.007) 1: NE-1 %0.1
HCl : %33 CL-5SS %1.50 0.029 316 | 5.5 بنسبة MEA CI-1A %1.0| 0.0593 | 20.968 792 | 20526] 5.214 (0.006) 1: NE-1 %0.1
HCl : %33 CL-5SS %1.50 0.117 316 | 5.5 بنسبة MEA | 110 CI-1A %1.0| 0.2499 | 20.968 792 | 86498 | 1 (0.024) 1: NE-1 %0.1
HCl : %33 قوق %1.50 0.044 80L 110 0.134 | 28.922 7.86 | 338.06 | 8.587 5.5 بنسبة MEA CI-1A 0 (0.009)
le ا لل
HCl : 3 CL-5SS %1.50 0.044 110P | 5.5 بنسبة MEA | 110 CI-1A %1.0| 0150 34.839 7.86 | 31549] 8.014 (0.009) 1: NE-1 %0.1
HCl : %33 CL-5SS %1.50
QT 0.024 5.5 بنسبة MEA | 0 CI-1A %1.0| 0082 34.839 7.86 | 171.50 | 6 900 (0.005) 1: NE-1 %0.1
HCl : %50 CL-5SS %1.50 0.078 316 | 5.5 بنسبة MEA | 110 CI-1A %1.0| 0.1675 20.968 7.92 | 579.77] 14.726 (0.016) 1: NE-1 %0.1
HCl : %50 CL-5SS %1.50 0.044 80L | 5.5 بنسبة MEA | 110 CI-1A %1.0| 0123 28.922 7.86 | 312.02 5 (0.009) 1: NE-1 %0.1
HCl : %50 قوق %1.50 0.039 110p 110 0.132 | 9 7.86 | 277.771] 4 5.5 بنسبة MEA CI-1A 0 (0.008)
ا I
HCl : %50 CI-5SS %1.50
QT 0.024 5.5 بنسبة MEA | 0 CL1A %1.0| 0.084] 34.839 786| 176.11| 4.473 900 (0.005) 1: NE-1 %0.1
CI-5SS %1.50 0.034 316 HCl 5 CL1A %1.0| 0.0729] 20.968 792| 25233] 9 (0.007)
NE-1 %0.1
CI-5SS %1.50 0.020 316 HCl %10 CL1A %1.0 | 0.0406| 20.968 792| 140.53] 3.569 (0.004)
NE-1 %0.1
CI-5SS %1.50 0.010 316 HCl %15 CL1A %1.0| 0.0254] 20.968 792| 87.92| 2233 (0.002)
NE-1 %0.1
CL5 %1.50 0.0146 316 HCl %10 0.0309 | 20.968 792| 106957 7
CA %1.0 (0.003)
-5ه- ل
ملاحظات : 61-2 هو أحد مثبطات التآكل المتاحة تجارياً )560 (ASP
1-18 هو غير مستحلب.
01-48 هو كحول بروبارجيل مع ميثيل أوكسيران.
CI-1A هو يوديد البوتاسيوم يشير 78 إلى سينامالديهيد
الجدول 4-اختبار JST الذي تم إجراؤه عند 110 درجة مئوية لمدة 6 ساعات على أنواع مختلفة من الصلب eee اا عن| | | es لم es ل لام el ou sgl od] itd) fe) ade) ا 0 ب Lr oe] es
5.5 بنسبة MEA | 2 %1.05SS 1: 1A (0.016
NE-1 %0.1 )
HCl : %50|Cl- %1.50 0.044 5.5 بنسبة MEA | CI- %1.05SS 801 0.123 28.922 7.86 312.02 7.925 (0.009 1: 1A
NE-1 %0.1 )
HCl : %50|Cl- %1.50 0.039 5.5 بنسبة MEA | CI- %1.05SS 110 0.2 34.839 7.86 277.71 7.054 (0.008 1: 1A
NE-1 %0.1 )
HCl : %50|Cl- %1.50 0.024 5.5 بنسبة MEA | CI- %1.05SS 900QT 1 0.084 34.839 7.86 176.11 4.473 (0.005 : 1A
NE-1 %0.1 )
_— 8 2 _— — 27 — الجدول 5-اختبار التأكل عند 90 درجة مئوية لمدة 6 ساعات لقسائم316الصلب المقاوم للصداً لها كثافة 7.92 aha مكعب ومساحة سطح 20.968 سم ا ا ااا eae ees al maa PE sp] gee. 2 a... CI-5SS %0.50 0.044 HCl %7.5 | %0.033CI-1A %0.33 0.0970 335.75 8.528 )0.009( NE-1 CI-5SS %0.50 0.039 7.368 290.09 0.0838 3 ملس 0.033 | %10 HCl )0.008( NE-1
%0.033CI-1A 3 )0.009(
NE-1 0.083 0 كن %0.33
HCl %10 0.1729 598.46 15.201
NE-1 %0.033CI-1A (0.017)
LHC : %33 | %1.0C158S %1.50 0.356(0.073 : 0.7512 2600.15 66.044 0.7 : 1 بنسبة NE-1 %0.1CI-1A ) 1.167
HCl %10 Cl لا يوجد 2.4590 8511.40 216.189 (0.239)
ود -30- تشير نتائج اختبار التأكل التي تم الحصول عليهاء في مثبط التأكل المفضل المطورء 01-555؛ إلى الحاجة إلى كحول ألكين (كحول بروبارجيل) وسينامالديهيد . بشكل منفصل؛ لم يوفروا حماية كافية من التأكل للسماح بتطبيق الطريقة الجديدة التي تم الكشف عنها هنا. تكمن صعوية استخدام سينامالديهيد في الحفاظ عليه مشتت عند درجات حرارة أعلى مثلاً 90 درجة مئوية إلى 110 درجة مثوية. إن مجموعة الخافضات للتوتر السطحي المستخدمة في الاختراع الحالي قادرة على توفير Jia هذا التشتت للسينمالدهيد لكنها تتطلب أحمال lod من المعتاد. أظهر السيترال بعض الفعالية لمنع التنقيط في درجات حرارة أعلى (حتى 110 درجة Lge إلى 120 درجة مئوية ). السينامالديهيد هو طبقة سابقة فعال في درجات الحرارة هذه وكان قادر على حماية الصلب المقاوم للصداً.
0 تؤكد نتائج الاختبار جدوى تطبيق واسع النطاق للطريقة وفقًا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي حيث تكون خطوة إزالة أداة التثقيب قبل حقن تركيبة حمض رأس التثقيب. لاحظ المخترعون أيضًا أنه من خلال الموازنة الدقيقة لمحتوى التركيبة الحمضية 7 محتوى الحمض النشط (على سبيل المثال حمض الهيدروكلوريك) مع مثبط تآكل مناسب أو مزيج من عدة مكونات للحصول على مثبط تأكل جيد col) يمكن للمرءِ تطبيق هذا النوع من الطريقة مختلف عمليات قاع ll الأخرى حيث
5 تشتمل التركيبة الحمضية على مثبط للتاكل ومتوازن بشكل GIS لإكمال العمليات المذكورة خلال فترة زمنية معقولة والتي ستترك الأداة مع حد أدنى من أضرار التأكل من التعرض للتركيبة الحمضية . لاحظ المخترعون Lal أنه من خلال تخفيف تركيبة حمضية مركزة أولية (سواء كان حمض الهيدروكلوريك أو حمض معدل يشتمل على مكون حمض الهيدروكلوريك فيه) وحيث تشتمل
0 التركيبة الحمضية المركزة الأولية المذكورة بالفعل على حزمة مثبط (OST فإن أداء الحماية من التآكل يمكن أن يكون أسواً بشكل ملحوظ في التركيبة المخففة لأن مكونات CT تكون أقل بالنسبة لحجم files من الحمض. كانت هذه النتيجة المفاجئة أكثر وضوحًا في درجات الحرارة المرتفعة ولكن يجب فهمها على أنها جزء من استراتيجية مزج التركيبة الحمضية عند 'موازنة " التركيبة الحمضية ومحتواها من 1©. تتمثل إحدى طرق موازنة التركيبة الحمضية المخففة في إضافة واحد
5 أو أكثر أو حتى جميع مكونات !© الموجودة أصلاً في عبوة CT في التركيبة الحمضية غير المخففة. هناك مكون آخر يجب مراعاته عند موازنة التركيبة الحمضية وهو تحديد المواد الموجودة في قاع pl بالإضافة إلى الغلاف والأدوات All) تُصنع عادة من الفولاذ المقاوم للصداً.
تشتمل الموازنة؛ من بين أشياء أخرى؛ على تغيير الأس الهيدروجيني باستمرار حيث يرفع الأسمنت المذاب درجة الحموضة في النظام أثناء حفره. من المستحسن الحفاظ على الحد الأدنى من الأس الهيدروجيني المطلوب 'فقط' لزيادة معدل الاختراق (ROP) إلى المعدل الأمثل. عادة؛ لا يتم حفر الأسمنت بحمض نقي (ما لم يكن Dis صعبًا للغاية أو ريما فقط لبدء العمل) وذلك للتحكم في
التكاليف وتقليل مخاوف التأكل وما إلى ذلك. بشكل مفضل, يشتمل الحمض على مكون حمض
الهيدروكلوربك. وفقًا لتجسيد مفضل» يتم shal موازنة التركيبة الحمضية عن طريق إضافة أكثر من واحد على الأقل من المكونات الموجودة في مجموعة مثبط SHI نفسها الموجودة في التركيبة الحمضية غير المخففة.
Gy 0 لتجسيد dente يتم shal موازنة التركيبة الحمضية عن Goh تغيير الأس الهيدروجيني باستمرار حيث يرفع الأسمنت المذاب الأس الهيدروجيني للنظام حيث يتم إذابته بواسطة التركيبة الحمضية. sale لإجراء وتشغيل التوصيل ull يمكن أن يختلف تركيز الحمض من 74 (محتوىق حمض الهيدروكلوريك المكافئ) إلى 715 (مكافئ حمض الهيدروكلوريك). يمكن للمرء أن يعمل بنسبة
Jel 5 ولكن لن يحصل على فائدة إضافية كبيرة وقد يسبب بعض الضرر غير المرغوب فيه أو JST غير الضروري. على نحو مفضل؛ We ما يتم استخدام تركيبة حمضية تشتمل على 77.5 (محتوى حمض الهيدروكلوريك المكافئ) لإجراء عمليات التوصيل والتشغيل. وفقًا لتجسيد مفضل؛ يتم تحديد مجموعة ومحتوى Gy CI لتحسين الجانب المالي للعملية. يتضمن ذلك موازنة التركيبة الحمضية (محتوى مكافئ حمض الهيدروكلوريك)؛ مجموعة !© (السعر والأداء) وقيمة الضرر
0 الذي لحق بأداة تجميع الفتحة السفلية بالإضافة إلى الأنابيب الملفوفة أو السلك أو السليكلاين المستخدم أثناء العملية . لاحظ المخترعون أنه من المدهش أن الأحماض المعدلة المحتوية على اليوريا غير مرغوب فيها نظرًا لأن لها حد أقصى للثبات يبلغ حوالي 90 درجة Augie فوق درجة الحرارة هذه؛ يبدأ مكون اليوريا في التكسر؛ بالتالي لن يكون المرشح المثالي لعمليات الخطوط ASL حيث يتم تنفيذ معظم
5 العمليات في درجات حرارة قريبة من 90 درجة مئوية أو أعلى منها. أظهرت تركيبات مثبطات التأكل وفقًا للتجسيد المفضل للاختراع الحالي تنوع ممتاز عند درجة حرارة عالية (تصل إلى 110 درجة مئوية ) بين الأحماض التقليدية (HCI) والأحماض المعدلة (HCI: MEA) وأيضاً أنواع
الصلب (01900 (غير القابل للصداً) الصلب)؛ 10110 (صلب كربوني)؛ 1.80 (صلب كربوني)؛
6 (صلب مقاوم للصداً)).
كما هو موضح في الشكل 1؛ تم عرض ضخ الحمض في قاع all أثناء وجود خط الحفر وأداة
التثقيب في قاع البثر لتوفير؛ في بعض الحالات؛ 15 دقيقة لكل عملية OF باستخدام طريقة
الإكمال المحددة هذه. بالإضافة إلى ذلك؛ فإن توفير المياه Jade بنفس القدر. Lad يلي قائمة
بالمزايا الجوهرية لأداء مثل هذه الطريقة : الجمع بين ضخ القابس مع عملية "الكرة في القفص"
والحمض؛ تقليل وقت دورة الضخ؛ تقليل أحجام السوائل المطلوية؛ القضاء فعليًا على مخاوف
(JS تحويل الحمض عبر الثقوب أثناء التثقيب في الحمض»؛ تقليل ضغوط الحقن وبالتالي تقليل
أوقات الضخ التي تعادل توفير كبير بالدولار في رسوم المعدات. كانت المخاوف التي لاحظها 0 المشغلون كما يلي: تحديد تجاوز السوائل حول القابس؛ كانت الطريقة تعتمد على معدل ضخ
القابس؛ وكان معدل الضخ متغير من مرحلة إلى أخرى.
JG 1 - تجارب إختبار الخطوط السلكية
اختبارات محددة لتركيبة حمض معدلة تشتمل على ألكانولامين: خليط حمض الهيدروكلوريك
(موجود بنسبة مولارية 1: 6.4 Load محتوي على مجموعة مثبط (USE (مخفف إلى ثلث محلول 5 البداية؛ أي 733) ومُسوق ك 77.5 من مزيج حمض الهيدروكلوريك ومزيج رأس التثقيب (الذي
يحتوي على de gene 'مثبط التآكل" 1©) على عينات من خطوط الأسلاك لمحاكاة ظروف التعرض
الميداني على المدى الطويل في ظل الظروف القاسية. نظرًا لتأثير التبريد لسوائل الحقن وأوقات
التعرض المحدودة في العالم الحقيقي؛ فإن هذه الاختبارات تشير إلى دورة عمل طويلة المدى.
تم إجراء اختبارات مقاومة الشد والتآكل على عينات خطوط الأسلاك المقدمة من الشركة B 0 تعرضت عينة واحدة لتركيبة 733 ألكانولامين: حمض الهيدروكلوريك وعينة أخرى تم تعريضها
لمزيج حمض الهيدروكلوريك 77.5 لمدة 96 و120 ساعة متتالية عند 90 درجة مئوية )194
درجة فهرنهايت) عند 600 رطل / بوصة مربعة. من المتوقع أن يتسبب فقدان الوزن لعينات خط
الأسلاك ليس فقط في JST الفولاذ ولكن أيضًا إلى تدهور مادة الريط. بعد دورة اختبار التآكل؛ تم
إجراء اختبار مقاومة الشد على خيطين تم سحبهما من خط السلك المعرض لتركيبة 733 5 ألكانولامين: حمض الهيدروكلوربك. كانت قيم مقاومة الشد لكل خيط مساوية للعينات الضابطة
التي لم تتعرض للحمض. لم يتم إجراء اختبار مقاومة الشد على خط السلك المعرض لمزيج حمض
الهيدروكلوربك 77.5 بسبب OSE المفرط.
P110 اختبارات تأكل القسيمة - 2 Jbl
9د -33- تم أيضًا إجراء اختبارات تآكل طويلة المدى على قسائم110”بتركيبة 733 ألكانولامين: حمض الهيدروكلوريك ومزيج حمض الهيدروكلوريك 77.5 عند 90 درجة مئوية )194 درجة فهرنهايت). تمت ملاحظة خصائص التأكل لتركيبة 733الألكانولامين: HOI لتوفير حماية فائقة مقارنة بمزيج حمض الهيدروكلوريك 77.5 على مدى 58 زمنية طويلة Wa يسمح الاختبار للعميل باختيار تركيبة مثالية من شأنها تقليل تآكل خط الأسلاك عبر عدد من عمليات القابس والتثقيب. مع ذلك؛ يجب ملاحظة أنه يمكن استخدام التركيبة الحمضية (المشتملة على مثبط تآكل) لتقليل الوقت الذي يقضيه في عمليات ما قبل فراك بشكل كبير؛ تقليل أحجام المياه المستخدمة ويالتالي؛ توفير ميزة مالية لتنفيذ هذه الطريقة بالإضافة إلى تقليل كبير في استخدام المياه على النهج التقليدي المستخدم قبل هذه العملية الجديدة .
0 الإجراء: لتحديد خصائص التآكل للتركيبة 733 ألكانولامين: حمض الهيدروكلوريك غير المستهلكة ومزيج حمض الهيدروكلوريك 77.5 (الذي يحتوي على مجموعة (Cl تم تقييم خلائط الحمض عند 90 درجة مثوية (194 درجة فهرنهايت) على قسائم0110لمدة 96 ساعة (4 أيام) تحت الضغط المحيط. cual اختبارات التأكل في حاويات عينات في ales مائي بدرجة حرارة. تم تحديد معدلات التأكل من فقدان الوزن بعد غسل القسائم وتجفيفها.
5 النتائج: تؤكد نتائج الاختبار جدوى تطبيق واسع النطاق للطريقة وفقًا لتجسيد مفضل للاختراع الحالي حيث تتم إزالة خطوة إزالة أداة التثقيب قبل حقن تركيبة حمض رأس التثقيب وتبقى الأداة في قاع البئر أثناء خطوة تكسير الحمض. المثال 3 - تجربة ميدانية شركة رئيسية للاستكشاف والإنتاج major E&P company تعمل في غرب كندا تقوم بإكمال المياه
0 اللقة الأفقية متعددة المراحل على منصات آبار متعددة. باستخدام تقنية إكمال المكونات والكمال؛ كانوا يستهدفون تشكيلات .Montney 5 Duvernay كانت درجات حرارة الخزان حوالي 230 درجة فهرنهايت. تاريخيًا تم استخدام 715 حمض الهيدروكلوربك لتفكيك التكوين والمساعدة في انتشار الكسر. ما يقرب من 97500 جالون من حمض معدل باستخدام ألكانولامين: تم توصيل تركيبة حمض
5 الهيدروكلوريك مع مجموعة تأكل إلى الموقع. تراوحت التخفيفات بنسبة 1-2 ماء إلى حمض لإنتاج 733 من تركيز حمض معدل و1-1 لتخفيف 750. تم وضع الحمض المعدل المخلوط (1300 جالون) في جوف البئر ثم واصل كبل الحفر وأطقم الضخ إلى ll التالي. مع بدء ez Dall أزاح الطاقم الحمض إلى الثقوب بمياه التكسير. بمجرد وصول الحمض إلى الثقوب؛ لوحظ
انخفاض فوري في الضغط؛ وتم إحضار جميع مضخات التكسير عبر الخطوط إلى معدلات مسبقة الهندسة وبدأت العمليات. يوضح الشكل 2 ميزة الوقت لاستخدام تجسيد طريقة الاختراع الحالي (الرسم البياني الأيمن) مقارنة بالطريقة التقليدية (الرسم البياني الأيسر). لوحظ انخفاض كبير في الضغط Laie وصل الحمض إلى الثقوب ولوحظ أن الانهيارات تبدو مشابهة 3s لتلك التي تم الحصول عليها مع 15 7 من حمض الهيدروكلوربيك الذي تم ضخه مسبقًا على نفس الطبقة. كان كل من شركة الخدمة والمشغل سعداء للغاية بالأداء وسهولة استخدام الحمض مع استخدام منتج متقدم تقنيًا وأكثر أمانًا وأكثر مسؤولية تجاه البيئة جنبًا إلى جنب مع القضاء على مخاوف التآكل كان من القيم المضافة الرئيسية للعميل وجميع المشاركين مع المشروع. سمحت تركيبة الحمض المعدلة للشركة أن تثق في أن معادن الغلاف كانت خالية من 0 تقصف الهيدروجين وأي مشكلة متعلقة بالتآكل قد Lan عن استخدام حمض الهيدروكلوربك. لن تكون طريقة توفير الوقت هذه ممكنة مع أي خلطات 101]الموجودة المعروضة في السوق. تضمنت ملاحظات الطاقم توفير الوقت. بالإضافة إلى ذلك؛ أتيحت الفرصة للشركة وأطقم الضخ في الموقع لاستخدام حمض له شكل أمان متأصل تم تكييفه لتقليل أو القضاء على الخصائص الخطرة للغاية المرتبطة ب 715 حمض الهيدروكلوريك. تتضمن بعض عوامل الأمان ما يلي: أقل تأكل لأنسجة 5 الجلد؛ تأثير ضغط بخار منخفض (تبخر الأدخنة )؛ سمية منخفضة (1-50]المعدل المحسوب)؛ انخفاض تأثير التراكم الأحيائي. والقابلية للتحلل. بالإضافة إلى جانب الأمان في تركيبة الحمض المستخدمة؛ هناك Load المزايا التقنية التي جلبتها للعمليات: خصائص تآكل منخفضة - <0.02 رطل / قدم مريع لأكثر من 24 ساعة؛ ضخ الحمض باستخدام خط سلكي BHA (توفير الوقت والماء)؛ في حالة حدوث عطل في المعدات 0 السطحية؛ ليست هناك حاجة لطرد الحمض من جوف البئر؛ يتم سحب التركيبة كمركز وتخفيفها في الموقع؛ يوفر القدرة على ضبط القوة الحمضية لكسور أكثر صرامة؛ عدد أقل من الشاحنات الحمضية على الطريق (بصريات مالك الأرض)؛ إنه منتج من الدرجة الأولى (لن تنفصل المواد الكيميائية بمرور الوقت)؛ يمكن تخفيفه بالمياه المتاحة (المنتجة / مياه البحر / العذبة ). تشمل الفوائد الإضافية للحمض المعدل المستخدم في المثال ما يلي: تأثيرات تآكل منخفضة للغاية على 5 المدى الطويل (168 ساعة )؛ عدم ترسيب الكالسيوم المذاب بعد زيادة الأس الهيدروجيني (القضاء على مخاطر تلف التكوين)؛ واضح: انخفاض أبخرة الأدخنة / ضغط البخار؛ معدلات تفاعلات عدوانية على التحفيز والعمل؛ مزيج مخصص يسمح باكتشاف الحمض بمسدسات تثقيب عبر كبل
سلكي؛ متوافق مع اللدائن النموذجية المستخدمة في النفط والغاز؛ يسمح بتعديل التركيزات بسرعة لاستهداف مناطق الدفع المثلى؛ ولديها ثبات حراري عالي يصل إلى - 190 درجة مئوية . المثال 4 - تجرية ميدانية # 2 نفذت شركة نفط وغاز كبيرة GAT عمليات توصيل وكبل (Sha وجمعت المعلومات التالية من حيث الأداء. تم تحديد متوسط الوقت من بداية الضخ إلى بداية ظهور الرمل ليكون أسرع ب 8.2 دقيقة لمراحل الكابلات السلكية حيث كانت الأدوات والكابلات السلكية في قاع che Jil مقارنة بمتوسط جميع المراحل الأخرى. تم تحديد متوسط زمن الضخ في المرحلة ليكون أقل ب 9.4 دقيقة لمراحل الخطوط السلكية حيث تم حقن الحمض مع أداة التثقيب وكبل الأسلاك»؛ مقارنة بمتوسط جميع المراحل الأخرى. انظر الشكل 3 الذي يبرز الاختلاف في الوقت لكل خطوة . كيلوجرام/ كيلوجرام/ كيلوجرام/ كيلوجرام/ duel) الإختبار متر مربع مم/سنة | متر مربع مم/سنة | متر مربع مم/سنة | متر مربع مم/سنة رطل/قدم2 رطل/قدم2 رطل/قدم2 رطل/قدم2 0.137 0.117 0.107 رقم 1 )0.031( 0.273 28.146 | )0.028( 25.423 | )0.024( 22.121 | )0.022( 7 أسلك il 0.127 0.112 0.3 رقم 2 dle] 18.902 (0.021) | 20.800 (0.023) | 23.854 (0.026) اب clselmeo] ew|mm| ow|wes| ous] | 0]
(0.030) (0.026) (0.022) سلك 0.127 0.107 0.3 سلك )0.273(0.031 28.229 | )0.026( 23.277 | )0.022( 20.470 | )0.019( 4 اشائب اد بالرمال لاحظت الشركة التي تستخدم الطريقة By لتجسيد مفضل للاختراع الحالي الكفاءات التشغيلية التالية لرأس التثقيب: القدرة على ضخ الحمض بخط السلك و3118 (المسدسات وقابس الجسر)؛ القضاء على الحاجة إلى إزاحة الحمض بعد خروج الأسلاك من الحفرة؛ متطلبات المياه المخفضة؛ توفير حجم ثقب واحد على الأقل لكل تكسير (تقليل المياه بمقدار أكبر من 10000 جالون لكل مرحلة )؛ السماح برصد الحمض على مجموعة الفاصل الزمني الكامل؛ المزيد من التكسير العنقودي الفعال؛ sal) كفاءة طاقم التكسير؛ ووقت أقصر لبدء التكسير والوصول إلى معدلات الوظائف. المثال 5 - اختبار التأكل على خطوط الأسلاك المختلفة تم إجراء اختبار التأكل على خطوط الأسلاك للعديد من الشركات المصنعة باستخدام تركيبة
0 حمضية تشتمل على مزيج الألكانولامين:1101 مع حزمة مثبط للتآكل. تم اختبار sale الأسلاك لأربعة مصانع مختلفة لمقاومة JST عند درجة حرارة 130 درجة مئوية و400 dh) لكل بوصة مربعة لفترات زمنية تصل إلى 24 ساعة من التعرض. يقدم الجدول 7 (أدناه) Ladle لبيانات JSG من سلسلة الاختبار هذه. الجدول 7- نتائج اختبار التأكل لتكوين 733 مشتمل على MEA: HCL (بنسبة مولارية 1: 4.1)
5 عند 130 درجة مثوية )266 درجة فهرنهايت) عند 400 رطل لكل بوصة مربعة خلال فترات زمنية مختلفة ae النتائج قابلية التطبيق» جدوى الطريقة By لتجسيد مفضل للاختراع الحالي. بالإضافة إلى ذلك يمكن تطوير المزيد من التركيبات المثلى التي تقع ضمن نطاق الاختراع الحالي للحصول على نتائج مالية أفضل» حفاظ على المياه و/ أو نتائج التأكل بالمقارنة بالعمليات التقليدية .
Gy 0 لتجسيد مفضل AT لطريقة الاختراع Jal يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع Sul) للحفر باستخدام الحمض لزيادة ROP (معدل الاختراق) من خلال قابسات الأسمنت؛ الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية :
- إدخال أداة حفر داخل حفرة all ¢ - حقن تركيبة حمضية بالتزامن مع أداة الحفر؛ - وضع أداة الحفر داخل حفرة البثر عند نقطة تتطلب الحفر؛ - ملامسة السطح الذي يتطلب الحفر بالحمض وبدء الحفر؛ و - مواصلة عملية الحفر حتى الوصول إلى المسافة المطلوية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة Wall الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية . وففًا لتجسيد مفضل آخر لطريقة الاختراع all يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع All 0 لغسل الأحماض المنشورة بأنابيب ملتفة؛ الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - إدخال أنبوب ملفوف داخل حفرة all ¢ - حقن تركيبة حمضية بالتزامن مع أداة الحفر؛ - وضع أداة الحفر داخل حفرة البثر عند نقطة تتطلب الحفر؛ - ملامسة السطح الذي يتطلب الحفر بالحمض وبدء الحفر؛ و 5 - مواصلة عملية الحفر حتى الوصول إلى المسافة المطلوية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة Wall الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية . وفقًا لجانب آخر من الاختراع الحالي» يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع البئر لأنابيب ملفوفة 0 مننشرة لكتلة المرشح أو معالجات المقياس تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية: - إدخال أنبوب ملفوف داخل حفرة all ¢ - حقن تركيبة حمضية بالتزامن مع الأنابيب الملتفة؛ - وضع أداة الغسل داخل تجويف jill عند نقطة تتطلب المعالجة على كتلة المرشح المذكورة؛ - ملامسة السطح الذي يتطلب المعالجة بالتركيبة الحمضية؛ و 5 - السماح بملامسة التركيبة الحمضية وكتلة المرشح حتى تتم معالجة كتلة المرشح بشكل فعال أو إزالتها من جدران حفرة All ¢
حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية . غالبًا ما يكون من المرغوب فيه إغلاق الأنابيب أو الأنابيب الأخرى في غلاف ull على سبيل المثال عندما يجب ضخ الأسمنت أو نوع آخر من الكتلة إلى أسفل الأنبوب وإجبار الكتلة على الخروج في تكوين. في مثل هذه الحالات» يجب أن يكون المرء قادرًا على إحكام غلق الأنبوب فيما يتعلق بغلاف البئر ولمنع ضغط سائل الكتلة من رفع الأنبوب خارج البئر. يمكن تحقيق ذلك بواسطة المجموعات ومقابس الجسر بالإضافة إلى الكرة في الصمامات القفصية . وفقًا لجانب آخر من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع A لإذابة المقابس
0 والكرات؛ حيث تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : - حقن تركيبة حمضية أسفل حفرة البثر في موضع قريب من الكرة المذكورة؛ - السماح بوقت ملامسة كافي للتركيبة الحمضية لإذابة الكرة للسماح بحدوث مزيد من المعالجة؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة
5 بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية . وفقًا لجانب آخر من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع All لتحفيز حمض معزول (خلال ملف) بمعدل أبطأً of Lula) sale) حيث تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : - توفير حفرة jh تشتمل على مساحة واحدة على الأقل تتطلب تحميض Bale أساس؛
0 - حقن تركيبة حمضية أسفل جوف ll في موضع قريب من المنطقة المذكورة تتطلب تحميض مادة الأساس؛ - إتاحة وقت تلامس كافي للتركيبة الحمضية لأداء خطوة تحميض مادة الأساس؛ - قم بإزالة slay) اختياريًا؛ - اختيارياء مزيد من المعالجة للتكوين المحمض؛
5 حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .
وفقًا لجانب AT من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع البئر لأدوات الصيد في وجود حمض لاستهلاك المخلفات أعلى الأداة التي تحاول استردادهاء cus تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : - حقن تركيبة حمضية أسفل حفرة البئثر بشكل متزامن مع أداة صيد في موضع قريب من الكرة
المذكورة؛
- السماح بوقت اتصال كافي للتركيبة الحمضية لإذابة الكرة للسماح بحدوث مزيد من المعالجة؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة Wall الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية.
Gy 0 لجانب آخر من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع ll لملف عالق أو أدوات في الغلاف؛ حيث يكون الالتصاق ناتجًا عن حطام قابل للذويان في الحمض؛ تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية: - حقن تركيبة حمضية في حفرة CA - توجيه التركيبة الحمضية في نقطة داخل حفرة ll حيث يكون الملف المذكور عالقًا
5 - السماح للتركيب الحمضي بوقت كافي للتلامس في المنطقة المذكورة وبالقرب منها للسماح بحل المخلفات الحمضية القابلة للذويان بواسطة التركيبة الحمضية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة Wall الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .
0 بشكل مفضلء Led يلي بعض الأدوات التي يمكن استخدامها كجزء من مجموعة الفتحة السفلية (BHA) محركات الحفر؛ أدوات الغسيل؛ مسدسات التثقيب؛ أدوات الصيد؛ المقابس؛ كرات؛ أي BHA يحتوي على نسبة عالية من الفولاذ المقاوم للصداً بشكل عام. Gy لجانب آخر من الاختراع الحالي» يتم توفير طريقة لإجراء إدارة الحطام والقياس داخل أحواض الآبار عند وجود كل من الأداة والحمض في نفس الوقت. Why لتجسيد مفضل لطريقة الاختراع
5 الحالي؛ يمكن إجراء تحديد الحمض لإخراج الأنابيب العالقة داخل حفرة البثر. بشكل مفضل؛ يمكن للأنابيب الملتفة أو BHA (تجميع الفتحة السفلية ) المحقونة في حفرة Jal) أن تساعد في تحرير العناصر الموجودة في الفتحة السفلية في الموقع مثل الخنق أو أدوات التحكم في التدفق وصمامات
الأمان وما إلى ذلك. الاختراع الحالي» يمكن إجراء عملية لتنظيف حفرة البثر بأداة توسيع في وجود حمض. وفقًا لجانب AT من الاختراع الحالي؛ يتم توفير طريقة لإجراء عملية في قاع ll لاكتشاف الحمض في حفرة id) ¢ تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : - توفير حفرة Ji بحاجة إلى تحفيز؛ - إدخال قابس في حفرة Jal) في مكان يتجاوز بقليل الموقع المحدد مسبقًا؛ - إدخال أداة التثقيب ورأس التثقيب أو تكسير الحمض في حفرة al - وضع الأداة في المكان المحدد مسبقًا المذكور؛ - تثقيب حفرة البثر باستخدام الأداة وبالتالي خلق منطقة مثقبة؛ و 0 - السماح لحمض رأس الحرية بالتلامس مع المنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة مسبقًا كافية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية على مجموعة مثبط للتأكل كما هو موصوف أعلاه ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة Wall الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تأكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية . في حين تم وصف الاختراع السابق بشيء من التفصيل لأغراض التوضيح والفهم؛ سيتم تقديره من 5 قبل أولئك أصحاب المهارة في الفنون ذات الصلة؛ بمجرد أن يصبحوا على دراية بهذا الكشف؛ يمكن إجراء تغييرات مختلفة في الشكل والتفاصيل دون الخروج عن النطاق الحقيقي للاختراع في عناصر الحماية الملحقة .
Claims (1)
- عناصر الحماية1. طريقة لتحفيز stimulation تكوين يحتوي على الهيدروكريون hydrocarbon-bearing formation الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : isi - حفرة بثر wellbore بحاجة إلى تحفيز؛ - إدخال قابس plug في حفرة il أسفل قليلاً لمكان محدد ¢predetermined location use - إدخال أداة التثقيب perforating tool ورأس التثقيب spearhead أو حمض التكسير breakdown acid في حفرة البثر؛ Cua يشتمل حمض (ul) التثقيب على مثبط corrosion inhibitor JSG تم تجهيزه لتثبيط التأكل الضار للأداة أثناء فترة التعرض period of exposure للأداة المذكورة؛ - وضع الأداة في المكان المحدد مسبقًا المذكور ¢predetermined location 0 - تثقيب حفرة A باستخدام الأداة وبواسطتها يتم خلق منطقة مثقبة ¢perforated area - السماح للحمض في رأس التثقيب بالوصول للمنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة Base predetermined period كافية لتحضير التكوين لعملية التكسير أو التحفيز؛ - إزالة الأداة من حفرة البثر؛ و - البدء في تحفيز المنطقة المثقبة باستخدام سائل التحفيز stimulation fluid2. الطريقة Gig لعنصر الحماية 1 ؛ Cua تكون الأداة tool عبارة عن مسدس تثقيب perforating.gun3. الطريقة Gag لعنصر الحماية 1 ؛ حيث يتم اختيار حمض رأس التثقيب spearhead acid من 0 المجموعة المتكونة من: أحماض معدنية ¢mineral acids أحماض عضوية torganic acids أحماض معدلة ¢modified acids أحماض اصطناعية synthetic acids وإتحادات منهم.combinations thereof 4 الطريقة وفقًا لعنصر الحماية 1 ؛ حيث يشتمل حمض رأس التثقيب spearhead acid على 5 مكون HCL5. الطريقة Ga, لعنصر الحماية 1 ؛ حيث يتم إختيار حمض رأس التثقيب spearhead acid من المجموعة المتكونة من: (HCL حمض الهيدروكلوريك: حمض أميني ¢HCl:amino acid وحمض الهيدروكلوريك: الكانولامين .HCl:alkanolamine6. الطريقة وفقًا لعنصر الحماية 5؛ حيث يتم اختيار الحمض الأميني amino acid من المجموعة المتكونة من: ليسين tlysine ليسين مونوهيدروكلوريد ¢lysine monohydrochloride ألانين alanine أسباراجين tasparagine حمض أسبارتيك faspartic acid سيستين fcysteine حمض جلوتاميك ¢glutamic acid هيستيدين ¢histidine لوسينعدنع:»1؛ ميثيونين ¢methionine برولين proline سيرين ¢serine ثريونين ¢threonine فالين ¢valine وإتحادات منهم.7. طريقة متكاملة لثقب الغلاف وتنظيف الحطام داخل حفرة البثر» الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - توفير حفرة بر لها غلاف؛ - إدخال قابسء أداة تثقيب ورأس تثقيب أو حمض تكسير في Bia البثر؛ 5 حيث يشتمل حمض رأس التثقيب على مثبط تأكل corrosion inhibitor تم تجهيزه لتثبيط التأكل الضار للأداة أثناء فترة التعرض period of exposure للأداة المذكورة؛ - تأمين أو تثبيت القابس في حفرة idl في موقع أسفل قليلاً لكن قريب لموقع محدد مسبقًا؛ - وضع أداة التثقيب في الموقع المحدد مسبقًا المذكور؛ - تثقيب حفرة البثر باستخدام الأداة وبالتالي خلق منطقة مثقبة على الغلاف؛ 0 - السماح لحمض رأس التثقيب بالتلامس مع المنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة مسبقًا كافية لتحضير التكوين للتكسير أو التحفيز؛ و - إزالة الأداة من حفرة البثر؛8. طريقة إجراء عملية أسفل Ad للحفر باستخدام الحمض لزيادة معدل الاختراق rate of (ROP) penetration 5 من خلال قابسات الأسمنت9وعن10م cement الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - إدخال أداة الحفر drilling tool داخل حفرة البئثر؛ - حقن تركيبة حمضية injecting an acidic composition بالتزامن مع أداة الحفر؛- وضع أداة الحفر داخل حفرة البثر عند نقطة تتطلب الحفر؛ - ملامسة السطح contacting the surface الذي يتطلب الحفر بالحمض eng الحفر؛ و - مواصلة عملية الحفر continue the drilling operation حتى الوصول إلى المسافة المطلوية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية Aeacidic composition مجموعة متبط للتأكل corrosion inhibitor 5 كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذويان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .9. طريقة لإجراء عملية في أسفل البئثر بمجموعات Jue الحمض المنتشرة الملتفة في أنابيب «coiled tubing deployed acid washes 0 الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - إدخال أنبوب ملفوف inserting a coiled tubing داخل حفرة البثر؛ - حقن تركيبة حمضية injecting an acidic composition بالتزامن مع الأنابيب الملتفة؛ - وضع الأنابيب الملتفة داخل حفرة jill عند نقطة تتطلب معالجة بغسيل الحمض؛ - ملامسة السطح contacting the surface الذي يتطلب معالجة الغسيل بالحمض؛ و - مواصلة عملية الحفر As continue the drilling operation .يتم تحقيق المعالجة المحددة مسبقاً؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية Aeacidic composition مجموعة متبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من 0 التعرض للتركيبة الحمضية .0. طريقة shal عملية أسفل البئر لعمليات معالجة كتلة المرشح المنتشرة في الأنابيب الملتفة «coiled tubing deployed filter cake الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - إدخال أنبوب ملفوف داخل حفرة all ¢ 5 - حقن تركيبة حمضية injecting an acidic composition بالتزامن مع الأنابيب الملتفة؛ - وضع الأنابيب الملتفة داخل تجويف البئر عند نقطة تتطلب dalled) على كتلة المرشح المذكورة؛ - ملامسة السطح contacting the surface الذي يتطلب المعالجة بتركيبة الحمض؛ و- السماح بالملامسة بين التركيبة الحمضية وكتلة المرشح حتى يتم معالجة كتلة المرشح بشكل فعال ويتم إزالتها من جدران حفرة البثر؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية acidic composition على مجموعة مثبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذويان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .1. طريقة لإجراء عملية في قاع A) لإذابة المقابس والكرات» حيث تشتمل الطريقة على الخطوات التالية : 0 - حقن تركيبة حمضية أسفل حفرة البثر بأداة في موضع قريب من BSI المذكورة؛ - السماح بوقت تلامس كافي للتركيبة الحمضية لإذابة الكرة للسماح بحدوث مزيد من المعالجة؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية acidic composition على مجموعة مثبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من 5 التعرض للتركيبة الحمضية .2. طريقة لإجراء عملية في قاع All لتحفيز الحمض المعزول (من خلال الملف) (thru coil) acid stimulations بمعدل أبطأ (مادة أساس) Cua slower (matrix) rate تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : 0 - توفير حفرة بئر مشتملة على مساحة واحدة على الأقل تتطلب تحميض مادة أساس matrix tacidization - حقن تركيبة حمضية أسفل حفرة ll بأداة في موقع قريب من المنطقة المذكورة التي تتطلب تحميض مادة الأساس؛ - إتاحة وقت تلامس كافي للتركيبة الحمضية لأداء خطوة تحميض مادة الأساس؛ 5 - قم بإزالة الأداة؛ اختياريًا؛ - اختياريًا؛ مزيد من المعالجة للتركيبة الحمضية؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية acidic composition على مجموعة مثبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلةللذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .3. طريقة لإجراء عملية في قاع yall لأدوات fishing tools wall في وجود حمض لاستهلاك الحطام consume debris الموجود أعلى الأداة المراد إستردادها» حيث تشتمل الطريقة المذكورة على الخطوات التالية : - حقن تركيبة حمضية أسفل حفرة A) بشكل متزامن مع أداة صيد في موقع قريب من الأداة al yall إستردادها؛ - السماح بوقت تلامس كافي للتركيبة الحمضية لإذابة الحطام؛ 0 - اصطياد الأداة fish the tool بأداة الصيد؛ و - إزالة الأداة من حفرة البثر؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية acidic composition على مجموعة مثبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة للذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من 5 التعرض للتركيبة الحمضية .4. طريقة لإجراء عملية في قاع Al للفافة أو الأدوات العالقة في الغلاف؛ حيث يحدث الااتصاق بسبب الحطام القابل للذويان في الحمض؛ الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية: 0 - حقن تركيبة حمضية injecting an acidic composition في حفرة البثر؛ - توجيه التركيبة الحمضية the acidic composition إلى النقطة point داخل حفرة Cus ll يكون الملف المذكور sstuck alle - السماح للتركيبة الحمضية allowing the acidic composition بوقت كافي للتلامس عند المنطقة المذكورة وبالقرب منها للسماح بإذابة البقايا الحمضية القابلة acid soluble debris Lgl 5 بواسطة التركيبة الحمضية «acidic composition حيث تشتمل التركيبة الحمضية Aeacidic composition مجموعة متبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل كافي لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلةللذوبان خلال فترة زمنية والتي ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .5. طريقة لإجراء عملية أسفل البثر downhole operation الاكتشاف الحمض في حفرة oll 5 الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - توفير حفرة providing a wellbore ji بحاجة إلى تحفيز؛ - إدخال قابس inserting a plug في حفرة البثر في أسفل SLE لمكان محدد مسبقًا؛ - إدخال أداة التثقيب inserting a perforating tool والتركيبة الحمضية في حفرة البثر؛ - وضع الأداة positioning the tool في المكان المحدد مسبقًا المذكور؛ cdi - 0 حفرة perforating the wellbore Jill باستخدام الأداة وبالتالي خلق منطقة مثقبة؛ و - السماح لحمض رأس التثقيب allowing the spearhead acid بالتلامس مع المنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة مسبقًا كافية لتحقيق الكشف عن الحمض؛ حيث تشتمل التركيبة الحمضية acidic composition على مجموعة مثبط للتأكل corrosion inhibitor كما هو موصوف ومتوازنة بشكل AS لإكمال عملية إذابة البقايا الحمضية القابلة لذوبان خلال فترة زمنية lly ستترك الأداة بضرر تآكل مقبول (في بعض الحالات؛ ضئيل) من التعرض للتركيبة الحمضية .6. طريقة لإكتشاف حمض في حفرة البثر, الطريقة المذكورة مشتملة على الخطوات التالية : - توفير حفرة providing a wellbore ji بحاجة إلى تحفيز؛ 0 - إدخال قابس a plug 1056:1108 في حفرة البثر في أسفل SLE لمكان محدد مسبقًا؛ - إدخال أداة التثقيب inserting a perforating tool ورأس تثقيب أو حمض تكسير في حفرة البثر؛ Cua يشتمل حمض (ul) التثقيب على مثبط corrosion inhibitor JSG تم تجهيزه لتثبيط التأكل الضار للأداة أثناء فترة التعرض period of exposure للأداة المذكورة؛ - وضع الأداة positioning the tool في المكان المحدد مسبقًا المذكور؛ 5 - تتثقيب حفرة perforating the wellbore ill باستخدام الأداة وبالتالي خلق منطقة مثقبة؛ و - السماح لحمض رأس التثقيب allowing the spearhead acid بالتلامس مع المنطقة المثقبة لفترة زمنية محددة مسبقًا كافية لتحضير التكوين للتكسير أو التحفيز؛Va a IN $i » Pls eal [EE i 3 = Sane 8# 5: i 3 a 2:7: i 3 daa FE : : A iid 1d ITH Pid ؟ 0 i 14 £5 id di Gt sds EI 1 0 Ei المت Lad Pid 5 » PYRE لاجمل Li 5 0 :ةق Pid 8 0 Ty iy oR 3 $ : 1 Lid Pid 3 : 1 ا Tesi 3 اا : ser Hu [A 5 > : ا #3 a . ل 1 1 ا و دنا HEE الك يي اا HE aE sn Ra A IRE vie 5 الحا EES Venn on = 8 SL 3 ال اا ا ا ا و x 54 3} & ANALY Yشخ احص تاج الخايط i 5 Waa ا Neier انض ال 3 (نافيظة المرق الإسسطظاجة في الغلاب] طخ end يتريقة SRE La WEA RE ل ,15« لفقي .... i : ا 4 > 7 « 1 5 ين 8 : Set i id an ‘ i it 00000000000038“ Hi : : 7: Ae : Goes + Fi Sy 3 ال ا شالف ا & Fou i ST ام ; & i i 3 Le ANE i i . iif 4# الود i 4 i : اك 3 = ox 8 3 4 = er Ne B 3 Ed TER RE 5 re Td Sm me Say . 0 i ET 8 ue 8d : 5 Le : Son, abd 3 a 3 3 WEEE gd EE اج : a 3 i Sree i ORE 2 & i ad 5: الجن 3 3 = ل اي 3 الجا ا ل oad so ب ل متهن i : HO or grrr ’ § i ٍ FE 1 "١ io YE i sagan d : & z 30 eed canna eee was FEE pee ال وا 5 - Fodor i ء تمتو يح ا تع رتغ المي اتح ل الك ل ليت bah aye rae. ل ا 00 ال سن تفط ال ل ا dad oN : : LR الضغط ete SE ا oa | CSR # دقادق 6 ؟ ذفيقة مسي a : ا N الشكل ؟- ده om Lan افاج الا ٠ الشكلالحاضهة الهيلة السعودية الملضية الفكرية Swed Authority for intallentual Property pW RE .¥ + \ ا 0 § ام 5 + < Ne ge ”بن اج > عي كي الج دا لي ايام TEE ببح ةا Nase eg + Ed - 2 - 3 .++ .* وذلك بشرط تسديد المقابل المالي السنوي للبراءة وعدم بطلانها of سقوطها لمخالفتها ع لأي من أحكام نظام براءات الاختراع والتصميمات التخطيطية للدارات المتكاملة والأصناف ع النباتية والنماذج الصناعية أو لائحته التنفيذية. »> صادرة عن + ب ب ٠. ب الهيئة السعودية للملكية الفكرية > > > ”+ ص ب 101١ .| لريا 1*١ uo ؛ المملكة | لعربية | لسعودية SAIP@SAIP.GOV.SA
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA3004675A CA3004675A1 (en) | 2018-05-11 | 2018-05-11 | Novel corrosion inhibition composition and fracking method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SA520420482B1 true SA520420482B1 (ar) | 2023-03-23 |
Family
ID=67841948
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA520420482A SA520420482B1 (ar) | 2018-05-11 | 2020-11-05 | طرق جديدة للتثقيب |
| SA520420484A SA520420484B1 (ar) | 2018-05-11 | 2020-11-05 | طرق تثقيب باستخدام تركيبات حمضية تشتمل على مثبطات التآكل |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SA520420484A SA520420484B1 (ar) | 2018-05-11 | 2020-11-05 | طرق تثقيب باستخدام تركيبات حمضية تشتمل على مثبطات التآكل |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (11) | US11492542B2 (ar) |
| EP (1) | EP3799597A4 (ar) |
| CN (1) | CN112154193B (ar) |
| AU (2) | AU2019264865A1 (ar) |
| BR (1) | BR112020022854A2 (ar) |
| CA (7) | CA3004675A1 (ar) |
| CO (1) | CO2020014396A2 (ar) |
| MX (2) | MX2020011969A (ar) |
| SA (2) | SA520420482B1 (ar) |
| UA (1) | UA125132C2 (ar) |
| WO (4) | WO2019213741A1 (ar) |
| ZA (1) | ZA202006774B (ar) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA3004675A1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-11-11 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition composition and fracking method |
| CA3054052A1 (en) * | 2019-09-04 | 2021-03-04 | Fluid Energy Group Ltd. | Composition to reduce friction reducer fouling in wellbores |
| US11407933B2 (en) * | 2019-10-28 | 2022-08-09 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Location and orientation control by acid etching process |
| CA3065704A1 (en) * | 2019-12-20 | 2021-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel modified acid compositions |
| US11448052B2 (en) | 2020-06-17 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Cement and anti-corrosion fluid for casing isolation |
| WO2022224145A1 (en) * | 2021-04-20 | 2022-10-27 | Saudi Arabian Oil Company | Acid corrosion inhibitors |
| US11434418B1 (en) * | 2021-05-28 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strong acid precursor generating strong acid for use downhole in a subterranean formation |
| CN114112304B (zh) * | 2021-11-30 | 2024-03-12 | 西南石油大学 | 一种模拟水力压裂套管射孔流动冲蚀的实验装置及方法 |
| GB2616071A (en) | 2022-02-28 | 2023-08-30 | Swellfix Uk Ltd | Materials and compositions for reservoir stimulation treatment |
| US11884878B1 (en) | 2022-07-22 | 2024-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Substituted amine acid salt activation of furfuryl alcohol-based resins |
Family Cites Families (113)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2799659A (en) | 1953-04-27 | 1957-07-16 | Gen Aniline & Film Corp | Corrosion inhibition |
| US2913408A (en) | 1956-12-28 | 1959-11-17 | Dow Chemical Co | Corrosion inhibitors for ferrous metals in aqueous solutions of non-oxidizing acids |
| US2863780A (en) | 1957-03-04 | 1958-12-09 | West Virginia Pulp & Paper Co | Inhibition of corrosion of iron in acids |
| US3231507A (en) | 1960-04-21 | 1966-01-25 | Dow Chemical Co | Corrosion inhibitors for aqueous acids |
| US3146208A (en) | 1960-12-29 | 1964-08-25 | Monsanto Co | Corrosion inhibition |
| US3260673A (en) | 1964-01-27 | 1966-07-12 | Monsanto Co | Corrosion inhibited phosphoric acid composition |
| US3288555A (en) | 1965-02-05 | 1966-11-29 | Continental Oil Co | Method of inhibiting corrosion |
| US3404094A (en) | 1965-09-07 | 1968-10-01 | Halliburton Co | Corrosion inhibitor composition |
| US3457185A (en) | 1966-10-14 | 1969-07-22 | Armour Ind Chem Co | Corrosion inhibited acidic solutions containing alkyl hexahydropyrimidine-2-thione and quaternary ammonium compounds |
| US3466192A (en) | 1967-01-23 | 1969-09-09 | Amchem Prod | Corrosion prevention process |
| US3535240A (en) | 1967-08-24 | 1970-10-20 | Procter & Gamble | Sulfoximine corrosion inhibitor for acid solutions |
| US3517745A (en) * | 1968-06-20 | 1970-06-30 | Shell Oil Co | Well perforating method |
| US3668137A (en) | 1969-04-01 | 1972-06-06 | Amchem Prod | Composition and method for inhibiting acid attack of metals |
| US3773465A (en) | 1970-10-28 | 1973-11-20 | Halliburton Co | Inhibited treating acid |
| US3770377A (en) | 1971-03-08 | 1973-11-06 | Celanese Corp | Process for inhibiting corrosion |
| US4089789A (en) | 1972-02-04 | 1978-05-16 | The Richardson Company | Corrosion inhibitors |
| US3819527A (en) | 1972-11-06 | 1974-06-25 | Amchem Prod | Composition and method for inhibiting acid attack of metals |
| GB1394457A (en) | 1972-12-05 | 1975-05-14 | Vann R R | Method and apparatus for the completion of well bores |
| GB1461136A (en) | 1974-10-14 | 1977-01-13 | Ici Ltd | Corrosion inhibitors |
| US4039336A (en) | 1975-12-03 | 1977-08-02 | Exxon Research And Engineering Company | Diacetylenic alcohol corrosion inhibitors |
| US4171279A (en) | 1977-03-14 | 1979-10-16 | The Dow Chemical Company | Polyglycolamine corrosion inhibitors |
| DE2841641C2 (de) | 1978-09-25 | 1986-07-03 | Henkel KGaA, 4000 Düsseldorf | Verwendung von Alkylmonophosphonsäuren als Korrosionsinhibitoren |
| US4498997A (en) | 1983-06-24 | 1985-02-12 | Halliburton Company | Method and composition for acidizing subterranean formations |
| US5120471A (en) | 1985-08-14 | 1992-06-09 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process and composition for protecting chrome steel |
| DE4003893A1 (de) * | 1990-02-09 | 1991-08-14 | Norol Hoechst Oil Chemicals As | Verfahren zur verhinderung von korrosion in fluessigkeiten bei der rohoelfoerderung |
| US5411670A (en) | 1990-11-05 | 1995-05-02 | Halliburton Company | Method and composition for protecting metal surfaces from oxidative environments |
| AU643843B2 (en) * | 1990-11-05 | 1993-11-25 | Halliburton Company | Method and composition for acidizing subterranean formations |
| US5131472A (en) | 1991-05-13 | 1992-07-21 | Oryx Energy Company | Overbalance perforating and stimulation method for wells |
| EP0593230A1 (en) | 1992-10-14 | 1994-04-20 | Halliburton Company | Metal corrosion inhibiting compositions |
| US5591381A (en) | 1992-10-22 | 1997-01-07 | Halliburton Company | Corrosion inhibiting compositions and methods |
| US5531934A (en) | 1994-09-12 | 1996-07-02 | Rohm & Haas Company | Method of inhibiting corrosion in aqueous systems using poly(amino acids) |
| US5902515A (en) | 1995-08-16 | 1999-05-11 | Champion Technologies, Inc. | Solutions and methods for inhibiting corrosion |
| US5894888A (en) * | 1997-08-21 | 1999-04-20 | Chesapeake Operating, Inc | Horizontal well fracture stimulation methods |
| EA001243B1 (ru) * | 1997-08-26 | 2000-12-25 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ интенсификации добычи из линзообразных пластов, содержащих природный газ |
| US5854180A (en) | 1998-03-24 | 1998-12-29 | Clearwater, Inc. | Environmentally improved acid corrosion inhibitor |
| US6117364A (en) | 1999-05-27 | 2000-09-12 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Acid corrosion inhibitor |
| US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| MY132567A (en) * | 2000-02-15 | 2007-10-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| US6598682B2 (en) | 2000-03-02 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corp. | Reservoir communication with a wellbore |
| US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
| US20030176288A1 (en) | 2001-06-19 | 2003-09-18 | Arthur Cizek | Halogen acid corrosion inhibitor base |
| US20030183808A1 (en) | 2002-03-28 | 2003-10-02 | Walker Michael L. | Corrosion inhibitor |
| US20050123437A1 (en) * | 2003-12-03 | 2005-06-09 | Cassidy Juanita M. | Methods and compositions for inhibiting metal corrosion |
| US7401652B2 (en) * | 2005-04-29 | 2008-07-22 | Matthews H Lee | Multi-perf fracturing process |
| US20060264335A1 (en) | 2005-05-17 | 2006-11-23 | Bj Services Company | Corrosion inhibitor intensifier and method of using the same |
| CN100564600C (zh) | 2005-05-20 | 2009-12-02 | 亨克尔两合股份公司 | 具有改进的性能、较低的毒性和降低的生产危险性的腐蚀抑制剂制剂 |
| JP2006348324A (ja) | 2005-06-14 | 2006-12-28 | Sugimura Kagaku Kogyo Kk | 腐食抑制剤組成物、酸洗浄液組成物、及び金属の酸洗浄方法 |
| EP1929072A1 (en) | 2005-09-26 | 2008-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor compositions and associated methods |
| US20070071887A1 (en) | 2005-09-26 | 2007-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of inhibiting corrosion of a metal surface |
| US20070069182A1 (en) | 2005-09-26 | 2007-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor compositions and associated methods |
| US7478676B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7994101B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor intensifier compositions and associated methods |
| US20080227668A1 (en) | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods |
| WO2008110789A1 (en) | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods |
| US20080227669A1 (en) * | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods |
| WO2009022332A1 (en) | 2007-08-13 | 2009-02-19 | Bromine Compounds Ltd. | A liquid composition suitable for use as a corrosion inhibitor and method for its preparation |
| US20090221455A1 (en) | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Mingjie Ke | Methods and compositions for protecting steels in acidic solutions |
| US7994102B2 (en) | 2008-04-01 | 2011-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating an alloy surface with an alkyl sarcosinate |
| US20110028360A1 (en) | 2008-04-02 | 2011-02-03 | M-I Drilling Fluids U.K. Limited | Organic corrosion inhibitor package for organic acids |
| BRPI0919100A2 (pt) | 2008-09-05 | 2015-08-18 | Sekab E Technology Ab | Inibição de corrosão. |
| US8114819B2 (en) | 2008-10-27 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Polymers for oilfield applications |
| US7994099B2 (en) * | 2009-04-14 | 2011-08-09 | Haliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor compositions comprising an aldehyde and a thiol and/or an amine functionalized ring structure and associated methods |
| EA201290070A1 (ru) * | 2009-07-30 | 2012-08-30 | Басф Се | Способ фракционирования подземных пластов |
| GB2486241A (en) | 2010-12-08 | 2012-06-13 | Rhodia Operations | A sulfosuccinate corrosion inhibitor |
| US8618027B2 (en) | 2010-12-08 | 2013-12-31 | Nalco Company | Corrosion inhibitors for oil and gas applications |
| US8720570B2 (en) | 2011-02-04 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Method of corrosion mitigation using nanoparticle additives |
| US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
| US10053968B2 (en) * | 2011-05-26 | 2018-08-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for multi-zone fracture stimulation of a well |
| US8967275B2 (en) * | 2011-11-11 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Agents for enhanced degradation of controlled electrolytic material |
| US8789596B2 (en) * | 2012-01-27 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation |
| US10006128B2 (en) | 2012-09-28 | 2018-06-26 | Ecolab Usa Inc. | Quaternary and cationic ammonium surfactants as corrosion inhibitors |
| US20140202701A1 (en) * | 2013-01-23 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iron Control Agents and Related Methods |
| US10717919B2 (en) * | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10550319B2 (en) | 2013-04-05 | 2020-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US10961832B2 (en) * | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| US9796490B2 (en) * | 2013-10-24 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Aqueous solution and method for use thereof |
| WO2015016889A1 (en) | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibitor intensifiers for corrosion resistant alloys |
| US9546534B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier |
| US9732430B2 (en) | 2013-10-24 | 2017-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Chemical inhibition of pitting corrosion in methanolic solutions containing an organic halide |
| US9810036B2 (en) * | 2014-03-10 | 2017-11-07 | Baker Hughes | Pressure actuated frack ball releasing tool |
| US9505970B2 (en) | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US20150337638A1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-11-26 | Sanjel Canada Ltd. | Hydrocarbon stimulation by energetic chemistry |
| EP3149099A4 (en) * | 2014-05-30 | 2018-01-24 | Fluid Energy Group Ltd | Synthetic acid compositions and uses thereof |
| EP3149105B9 (en) * | 2014-05-30 | 2020-07-29 | Fluid Energy Group Ltd | Using synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids tn the oil and gas industry |
| GB2529723B (en) | 2014-09-01 | 2017-04-05 | Schlumberger Holdings | A method of corrosion inhibition of metal |
| CA2866513A1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2866658A1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2866515A1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2866673A1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-04-02 | Clay Purdy | Synthetic acid composition alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2866521A1 (en) * | 2014-10-02 | 2016-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids for use in the oil and gas industry |
| US10221347B2 (en) * | 2014-12-03 | 2019-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for suppressing corrosion of sensitive metal surfaces |
| WO2016089599A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Dow Global Technologies Llc | Proppant comprising an oil well treatment agent coating |
| US10059872B2 (en) | 2014-12-22 | 2018-08-28 | Lonza Inc. | Corrosion inhibitor compositions for acidizing treatments |
| US9663666B2 (en) | 2015-01-22 | 2017-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Use of hydroxyacid to reduce the localized corrosion potential of low dose hydrate inhibitors |
| US10422206B2 (en) * | 2015-02-03 | 2019-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of acidizing of subterranean formations in well operations |
| AU2015389958B2 (en) * | 2015-03-31 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymeric viscosifiers for use in water-based drilling fluids |
| GB2537597A (en) | 2015-04-13 | 2016-10-26 | Schlumberger Holdings | Corrosion Inhibition |
| US20160341017A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods Using Viscoelastic Surfactant Based Abrasive Fluids for Perforation and Cleanout |
| US10604850B2 (en) * | 2015-05-27 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Corrosion inhibition of HCL treatment fluids with environmentally compatible solvent |
| CA2892877A1 (en) * | 2015-05-28 | 2016-11-28 | Fluid Energy Group Ltd. | Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry |
| CA2892895A1 (en) * | 2015-05-28 | 2016-11-28 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel organic acid compositions for use in the oil and gas industry |
| US9816024B2 (en) | 2015-06-01 | 2017-11-14 | King Fahd University of Pertoleum and Minerals | 2-(p-alkoxyphenyl)-2-imidazolines and their use as corrosion inhibitors |
| CN104975838B (zh) * | 2015-07-17 | 2017-11-14 | 中国石油大学(华东) | 一种可阻止高能气体压裂预存裂缝闭合的方法 |
| GB2543498A (en) | 2015-10-19 | 2017-04-26 | Schlumberger Holdings | Corrosion inhibition |
| CN105443099B (zh) * | 2015-12-09 | 2017-12-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种裸眼预置管柱完井水平井上返压裂方法 |
| WO2018013143A1 (en) | 2016-07-15 | 2018-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow through wireline tool carrier |
| RU2630938C1 (ru) | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума |
| 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 |
| US20190367799A1 (en) * | 2016-09-26 | 2019-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Process and composition for removing metal sulfides |
| CA3040881A1 (en) * | 2016-11-15 | 2018-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including selective stimulation ports sealed with sealing devices and methods of operating the same |
| CA2950370A1 (en) * | 2016-12-02 | 2018-06-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| CA2956939A1 (en) | 2017-02-03 | 2018-08-03 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| CA3004675A1 (en) * | 2018-05-11 | 2019-11-11 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition composition and fracking method |
-
2018
- 2018-05-11 CA CA3004675A patent/CA3004675A1/en not_active Abandoned
-
2019
- 2019-05-09 US US16/408,176 patent/US11492542B2/en active Active
- 2019-05-09 US US16/408,202 patent/US11168246B2/en active Active
- 2019-05-10 UA UAA202007842A patent/UA125132C2/uk unknown
- 2019-05-10 WO PCT/CA2019/000068 patent/WO2019213741A1/en active Application Filing
- 2019-05-10 CA CA3042917A patent/CA3042917A1/en active Pending
- 2019-05-10 WO PCT/CA2019/000067 patent/WO2019213740A1/en active Application Filing
- 2019-05-10 US US17/054,356 patent/US11795379B2/en active Active
- 2019-05-10 AU AU2019264865A patent/AU2019264865A1/en not_active Withdrawn
- 2019-05-10 AU AU2019265228A patent/AU2019265228B2/en active Active
- 2019-05-10 CA CA3068517A patent/CA3068517A1/en active Pending
- 2019-05-10 CA CA3098181A patent/CA3098181A1/en active Pending
- 2019-05-10 WO PCT/CA2019/000065 patent/WO2019213738A1/en active Application Filing
- 2019-05-10 MX MX2020011969A patent/MX2020011969A/es unknown
- 2019-05-10 WO PCT/CA2019/000066 patent/WO2019213739A1/en active Application Filing
- 2019-05-10 EP EP19800170.3A patent/EP3799597A4/en active Pending
- 2019-05-10 CA CA3060195A patent/CA3060195A1/en active Pending
- 2019-05-10 US US17/054,439 patent/US11591511B2/en active Active
- 2019-05-10 CA CA3042913A patent/CA3042913C/en active Active
- 2019-05-10 CN CN201980031842.4A patent/CN112154193B/zh active Active
- 2019-05-10 CA CA3098175A patent/CA3098175A1/en active Pending
- 2019-05-10 BR BR112020022854-0A patent/BR112020022854A2/pt active Search and Examination
-
2020
- 2020-01-20 US US16/747,449 patent/US11485902B2/en active Active
- 2020-10-29 ZA ZA2020/06774A patent/ZA202006774B/en unknown
- 2020-11-05 SA SA520420482A patent/SA520420482B1/ar unknown
- 2020-11-05 SA SA520420484A patent/SA520420484B1/ar unknown
- 2020-11-09 MX MX2021013471A patent/MX2021013471A/es unknown
- 2020-11-20 CO CONC2020/0014396A patent/CO2020014396A2/es unknown
-
2021
- 2021-11-01 US US17/516,214 patent/US20220049156A1/en active Pending
-
2022
- 2022-05-25 US US17/824,619 patent/US11898098B2/en active Active
- 2022-09-22 US US17/934,293 patent/US20230034895A1/en active Pending
- 2022-12-20 US US18/069,091 patent/US12018210B2/en active Active
-
2024
- 2024-02-21 US US18/583,037 patent/US20240191128A1/en active Pending
- 2024-05-15 US US18/665,394 patent/US20240301277A1/en active Pending
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SA520420482B1 (ar) | طرق جديدة للتثقيب | |
| CA3006476C (en) | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| EP3548646A1 (en) | Novel corrosion inhibition package | |
| US11840913B2 (en) | Methods for stimulation of hydrocarbon-bearing formations while inhibiting corrosion of metal surfaces contacted by acid solutions used in stimulation | |
| US20230125900A1 (en) | Downhole Methods | |
| US20240254383A1 (en) | Novel downhole methods and compositions used in such | |
| US20240279533A1 (en) | Downhole methods and compositions used in such |