RS58314B1 - Postupak za proizvodnju nafte ili gasa iz podzemne formacije korišćenjem helatnog agensa - Google Patents

Description

Opis

[0001] Predmetni pronalazak se odnosi na dvofazni postupak za proizvodnju nafte ili gasa iz podzemne formacije gde se u prvom koraku podzemna formacija obradjuje sa vodenom kompozicijom koja sadrži N,N-disirćetnu kiselinu glutaminske kiseline ili njenu so (GLDA), N,N-disirćetnu kiselinu asparaginske kiseline ili njenu so (ASDA), metilglicin N,N-disirćetnu kiselinu ili njenu so (MGDA) i/ili N-hidroksietil etilendiamin N,N’,N’-trisirćetnu kiselinu ili njenu so (HEDTA) i gde se, u narednom koraku, u izlaznim mlazevima iz podzemne formacije vodena faza odvaja od nevodene faze.

[0002] Podzemne formacije iz kojih je moguće dobiti naftu i/ili gas mogu da sadrže nekoliko materijala koji se nalaze u poroznim ili polomljenim stenovitim formacijama. Prirodni ugljovodonici, kao što su nafta i/ili gas, su zarobljeni u stenovitim formacijama sa niskom propustljivošću (permeabilnošću). Rezervoarske stene se mogu naći korišćenjem postupaka za ispitivanje ugljovodnika a jedan od razloga za izvlačenje ili nafte i/ili gasa iz njih jeste poboljšanje propustljivosti tih formacija. Formacije stena se mogu razlikovati po svojim glavnim komponentama, i jednu kategoriju formiraju takozvane karbonatne formacije koje kao glavne konstituente sadrže karbonate (poput kalcita, krede, i dolomita). Drugu kategoriju čine takozvane sedimentne stene, koje sadrže silikatne materijale kao glavni sastojak. Treći je formiran od škriljaca, koji sadrže veoma fine čestice od mnogih različitih glina prekrivenih sa organskim materijalima na kojima se adsorbuju gas i/ili nafta. Škriljac medju ostalim sadrži mnoge minerale poput kaolinita, illita, hlorita, i montmorilonita, kao i kvarc, feldspat, karbonate, pirit, organske materije i rožnac.

[0003] Američki patent br. US2008/200354 opisuje postupak za čišćenje bušotine pre proizvodnje nafte ili gasa cirkulacijom tečnosti za razbijanje, gde je bušotina izbušena isplakom dobijenom inverznom emulzijom koja stvara filtrirani talog dobijen inverznom emulzijom. Tečnost za razbijanje obuhvata vodeni fluid koji sadrži iminodiacetilsirćetnu kiselinu ili njihovu so.

[0004] Američki patent br. US2012/067576 opisuje uvodjenje u podzemnu formaciju fluida koji sadrži fluorovodoničnu kiselinu ili jedinjenje koje proizvodi fluorovodoničnu kiselinu i glutaminsku kiselinu diacetilsirćetnu kiselinu ili njihovu so ili derivate.

[0005] U nekoliko dokumenata opisana je upotreba GLDA u kiselim karbonatnim formacijama.

[0006] U radu pod naslovom "Evaluation of a N e w Environmentally Friendly Chelating Agent for High-Temperature Applications," koji je predstavljen na medjunarodnom SPE simpozijumu o kontrolisanju štete na formacijama održanom u Lafajetu u Luizijani od 10-12,februara, 2010, a objavljen kao SPE 127923,

autori Mahmoud M.A., Nasr-el-Din, H.A., De Wolf, C.A., LePage, J.N., i Bemelaar, opisuje upotrebu GLDA za rastvaranje kalcijuma iz karbonatnih stena i za formiranje kanala do formacije. U ovom dokumentu opisane su vodene formulacije koje sadrže GLDA, a opciono i NaCl.

[0007] U radu pod naslovom "An Environmentally Friendly Stimulation Fluid for High-Temperature Applications," koji je predstavljen na medjunarodnom SPE simpozijumu o naftnoj hemiji, u Vudlendsu, u Teksasu, od 20-22.aprila, 2009, a objavljen kao SPE 121709, autori LePage, J.N., De Wolf, C.A., Bemelaar, J.H., i Nasr-el-Din, H.A., otkrivaju da GLDA ima dobar kapacitet za rastvaranje kalcita i da je visoko rastvorljiv u kiselim rastvorima.

[0008] U radu pod naslovom "Optimum Injection Rate Of A New Chelate That Can Be Used To Stimulate Carbonate Reservoirs," koji je predstavljen na SPE godišnjoj tehničkoj konferenciji i izložbi, u Firenci, u Italiji održanoj od 20-22.septembra, 2010, a objavljen kao SPE 133497 autori Mahmoud M.A., Nasr-el- Din, H.A., De Wolf, C.A., LePage, i J.N., otkriva upotrebu GLDA za stvaranje kanala pomoću zakišeljavanja karbonata.

[0009] Sirovi nafta ili sirovi gas se retko proizvode sami, zato što su uglavnom pomešani sa vodom. Voda koja je prisutna u sirovoj nafti ili gasu, takozvana proizvedena voda, potiče od tečnosti za tretiranje koja se upumpava u bušotinu, preko proizvodne linije ili drugog bunara za ubrizgavanje kao i od vode koja je normalno prisutna u bušotini. Osim toga, kada se proizvode nafta ili gas, frakcije vredne sirove nafte i/ili gasa, uvek sadrže ostatke zakišeljenih tečnosti ili tečnosti za tretiranje rastvorenih u takvoj proizvedenoj vodi.

[0010] Sirova nafta i gas koji su pogodni za prodaju moraju zadovoljavati odredjene specifikacije proizvoda, uključujući količinu baznog sedimenta, vode i soli, što znači da su frakcije nafte i/ili gasa koje sadrže proizvedenu vodu moraju biti odvojene od drugih frakcija koje sadrže uglavnom naftu ili gas, da bi se zadovoljila približna specifikacija za sirovi proizvod.

[0011] Proizvedena voda može biti prisutna kao “slobodna” voda (na primer, voda koja se odvaja prilično brzo) i koja može biti proizvedena u obliku emulzije. Sirova nafta ili gas formiraju se u obliku emulzije kada nafta ili gas i voda (koncentrovani rastvor soli) dodju u kontakt jedno sa drugim, i dovoljno se izmešaju, a u mnogim slučajevima kada je prisutno emulziono sredstvo ili emulgator. Tokom proizvodnje sirove nafte, postoji nekoliko izvora mešanja, često nazivanih količina mehaničkog stresa (sa ciljem smanjenja viskoziteta), koji uključuju protok kroz rezervoarsku stenu, perforacije na dnu bušotine/pumpe; protok kroz cev, linije napajanja, i glavnu spojnicu, ventile, armature i prigušnice, površinsku opremu, i mehuriće gasa koji se oslobadjaju zbog promene faze. Mešanje je teško izbeći, a njegova količina zavisi od nekoliko faktora. Generalno, što je mešanje veće, to su manje kapljice vode raspršene u nafti i jača je emulzija. Drugi važan faktor u formiranju emulzije je prisustvo emulgatora. Prisustvo, količina i priroda emulgatora, u velikoj meri odredjuje tip i čvrstinu emulzije. Prirodni emulgatori u sirovoj nafti ili gasu obuhvataju frakcije koje ključaju na višim temperaturama, kao što su asfalti, smole, organske kiseline i baze. Druge površinski aktivne komponente koje mogu biti prisutne i koje potiču od hemikalija ubrizganih u formaciju ili bušotine mogu se takodje smatrati emulgatorima (na primer, tečnosti za bušenje, hemikalije za stimulaciju, inhibitori korozije, inhibitori pojave kamenca, vosak, i agensi za kontrolu asfalta). Sirova nafta ili gas sa malom količinom emulgatora gradi manje stabilnu emulziju i odvaja se relativno lako, dok druge sirove nafte ili gasovi sadrže druge tipove i veće količine emulgatora koje dovode do veoma stabilnih ili čvrstih emulzija.

[0012] Emulzije mogu biti teške za obradu i mogu da izazovu nekoliko operativnih problema u postrojenjima za obradu vlažne sirove nafte i postrojenjima za odvajanje gasa/nafte. Emulzije mogu da formiraju kapi pod velikim pritiskom u linijama napajanja, dovedu do povećanja upotrebe deemulgatora, i ponekad prouzrukuje privremene prekide ili poremćaje rada u postrojenjima za rukovanje vlažnim sirovinama. Problem je obično najgori tokom zime zbog nižih površinskih temperatura. Ove emulzije ne ispunjavaju približne specifikacije za transport, skladištenje, i izvoz, kao i za smanjenje korozije i trovanja katalizatorom u pogonima za prečišćavanje koji se nalaze nizvodno.

[0013] Iz svih gore navedenih razloga, trenutno je uobičajena praksa da se ispuste ili spale oni delovi nafte i/ili gasa koji sadrže vodu i/ili istrošenu količinu kiseline koja je izvedena iz operacija zakišeljavanja. U stanju tehnike, ispuštanje ili spaljivanje frakcija koje sadrže vodu nije često priznato kao problem.

[0014] Dakle, prisustvo vode u delu proizvedene nafte i/ili gasa stvara nekoliko problema, od kojih se jedan obično odnosi na povećanje troškova proizvodnje nafte ili gasa, ili barem na značajno smanjenje količine nafte ili gasa od vrednosti koja može da se proizvede. Jedan od načina da se izbegne takvo prolivanje nafte i/ili gasa i obezbedi bolja zaštita životne sredine opisan je od strane A. Tengirsek and N Mohamed, u radu pod naslovom "Towards Zero Flaring", obljavljenom u Middle East & Asia Reservoir Review, br. 3, 2002, str. 5-9, i obuhvata ponovno injektiranje nafte koja sadrži istrošenu kiselinu u bušotinu, što smanjuje spaljivanje nafte za 38% do 65%.

Dalja istraživanja su sada usmerena na optimizaciju procesa za tretman podzemnih formacija.

Svrha ovog pronalaska je u obezbedjivanju delotvornog i efikasnog procesa ne samo da bi se dobilo više nafte ili gasa iz podzemnih formacija već i da se proizvede nafta ili gas u čistijem i izolovanijem obliku, tj. da se obezbedi postupak u kojem je nivo nečistoća koji igraju ulogu u procesu proizvodnje mnogo niži u željenom finalnom proizvodu na bazi nafte ili proizvoda na bazi gasa, da se bolje izbegne prolivanje nafte i/ili gasa, i da se bolje zaštiti životna sredina.

Predmetnim pronalaskom je sada obezbedjen poboljšani postupak za proizvodnju nafte ili gasa iz podzemnih formacija korišćenjem helatnih agenasa koji imaju neočekivan, jednostavan korak naknadne obrade mlazeva koje napuštaju podzemnu formaciju nakon tretmana.

Prema tome, predmenti pronalazak pokriva dvofazni proces za proizvodnju nafte ili gasa iz podzemnih formacija gde se u prvom koraku podzemna formacija obradjuje sa vodenom kompozicijom koja sadrži helatni agens koji je odabran iz grupe koju čine glutaminska kiselina, N,N-diacetilsirćetna kiselina ili njihova so(GLDA), asparaginska kiselina N,N-diacetilsirćetna kiselina ili njegova so (ASDA), metilglicin N,N-diacetilsirćetna kiselina ili njena so (MGDA), i N-hidroksietil etilenediamin N,N’,N’-triacetilsirćetna kiselina ili njegova so (HEDTA) gde kompozicija ima pH vrednost izmedju 3 i 6 i gde, u sledećem koraku, u izlaznim strujama iz podzemne formacije koja sadrži vodenu fazu sa kiselim helatnim agensom i/ili potrošenim helatnim agensom i nevodenom fazom, gde je vodena faza je odvojena od nevodene faze, a korak razdvajanja obuhvata jedan ili više koraka odabranih iz grupe koju čine (i) dodavanje hemijskog deemulgatora, (ii) povećanje temperature emulzije, (iii) primenu elektrostatičkih polja koja proizvode sjedinjenje, (iv) smanjenje brzine protoka što omogućava razdvajanje nafte ili gasa, i vode na bazi gravitacije.

[0015] U svrhu ovog pronalaska, termin emulzija je definisan kao disperzija (kapljice) jedne tečnosti u drugoj nemešljivoj tečnosti. Faza koja je prisutna u obliku kapljica predstavlja disperzionu fazu, a faza u kojoj su kapljice suspendovane zove se kontinualna faza. Za proizvedene struje sa naftnih i gasnih polja, koja su često emulzije, jedna od faza je vodena a druga faza generalno sadrži sirovu naftu ili gas. Količina vode koja se emulguje sa nevodenom fazom sadrži na primer, sirovu naftu u količini koja varira od objekta do objekta. Ona može biti manja od 1% a ponekad i viša od 80 % .

[0016] Neočekivano je utvrdjeno da je odvajanje vodene faze od nevodene faze u postupku datog pronalaska mnogo brže i lakše nego što je to slučaj sa sličnim postupkom u kojem tečnost sadrži kiselinu iz stanja tehnike, kao što je to na primer, HCl, pošto vodena faza sadrži kiseli helatni agens i/ili, što je još važnije, potrošeni helatni agens se brzo i jasno razdvaja od nevodene faze koja sadrži sirovu naftu ili gas, tj. ne postoji efekat narušavanja procesa od strane bilo koje od komponenti koja se koristi u datom pronalasku na mestu kontakta izmedju vodenog i nevodenog sloja. Ovo ne samo da dovodi do smanjene potrebe za hemijskim ili toplotnim tretmanima, već što je još važnije, obezbedjuje da nema frakcija proizvedene nafte ili gasa koji treba da se bacaju ili spaljuju jer sadrže prevelike količine kontaminirajućih komponenti i zbog toga ne zadovoljavaju približne specifikacije.

[0017] Dalje, ustanovljeno je da u nekim izvodjenjima procesa iz pronalaska male količine helatnog agensa ostaju u naftnoj/ ili gasnoj fazi, i da u tim slučajevima ovi ostaci helatnih agenasa ne dovode do pogoršanja kvaliteta nafte i/ili gasa kao goriva, tj. proizvodi od nafte ili gasa ostaju u okvirima približnih specifikacija. Zahvaljući tome, a za razliku od ostataka mnogih drugih kiselina koje se koriste u tretmanu podzemnih formacija nakon primene postupka iz predmetnog pronalaska, bilo koja minimalna količina helatnog agensa može jednostavno da ostane u sirovoj nafti. Iz istog razloga, nisu potrebni nikakvi dodatni koraci za razdvajanje, odlaganje, izbacivanje ili spaljivanje sirove nafte ili gasa, što takodje čini proces iz predmetnog

pronalaska veoma atraktivnim u ekonomskom smislu.

[0018] Pored toga, utvrdjeno je da helatni agens u vodenoj fazi u kompoziciji iz ovog pronalaska može da smanji korozivni karakter ili druge štetne efekte u opremi za rafinerije koji su izazvani neorganskim solima iz sirove nafte.

[0019] Razdvajanje se postiže bilo kojim od sledećih postupaka, ili njihovom kombinacijom: (i) dodatkom hemijskog deemulgatora,

(ii) povećanjem temperature emulzije, (iii) primenom elektrostatičkih polja koja proizvode sjedinjenje, (iv) smanjenje brzine protoka koja omogućava gravitaciono razdvajanje nafte, vode, i gasa.

[0020] Poželjno je da se razdvajanje vrši pomoću gravitacionog odvajanja faza (iv), dodatkom deemulgatora (i), ili kombinacijom (i) i (iv), a najpoželjnije je da se, razdvajanje vrši gravitacionom separacijom (iv).

[0021] Konkretni postupci razdvajanja faza u emulziji (deemulzifikacija) u izvodjenjima ovog pronalaska zavise od okolnosti primene, s obizrom na postojanje širokog spektra sirovih nafti, koncentrovanih rastvora soli, opreme za razdvajanje, hemijskih deemulgatora, i specifikacijama proizvoda.

[0022] U drugom poželjnom izvodjenju, razdvajanje se postiže primenom toplote i odgovarajućeg hemijskog deemulgatora da bi se proizvela destabilizacija, što je praćeno vremenom taloženja uz upotrebu elektrostatičkih rešetaka da bi se proizvela gravitaciona separacija.

[0023] Odvajanje se generalno vrši u dvofaznim i trofaznim separatorima velikih zapremina, rezervoarima, tankovima za taloženje i odstranjivačima soli (desalterima).

[0024] Nevodena faza generalno predstavlja fazu koja sadrži proizvode u obliku sirove nafte ili gasa i u mnogim izvodjenjima predstavlja nevodenu (hidrofobnu) tečnost koja sadrži sirovu naftu ili gas. Medjutim, u nekim izvodjenjima to može biti i gasna faza, posebno kada postupak uključuje proizvodnju gasa. Vodena faza generalno sadrži istrošeni helatni agens-kiselinu, tj. helatni agens koji reaguje sa katjonima kalcijuma, magnezijuma ili metalnim katjonima, na primer, aluminijuma, gvoždja, barijuma, stroncijuma ili cinka, koji se često nalaze u podzemnim formacijama, dajući rastvoreni helatni agens u obliku soli ili kompleks.

[0025] U mnogim izvodjenjima, korak razdvajanja se bazira na razlici u specifičnoj težini izmedju nevodene i vodene faze. Na osnovu tog kriterijuma, većina suspendovanih materija će se nataložiti na dnu separatora kao sloj sedimenta, gde će se nevodena faza popeti na vrh separatora, a vodena faza će biti srednji sloj izmedju nevodene faze na vrhu i čvrstih proizvoda na dnu.

[0026] U nekim izvodjenjima, vodeni sloj može biti podvrgnut daljem koraku tretiranja, na primer da bi se izvršilo dalje uklanjanje sve preostale nafte ili neželjenih rastvorenih hemijskih jedinjenja.

[0027] Kompozicija koja se koristi u postupku datog pronalaska ima kiselu vrednost pH, kako je dalje navedeno u tekstu.

[0028] U takvom slučaju, u poželjnom izvodjenju prva faza tretmana podzemnih formacija, u kojoj se zaista koristi vodena kompozicija sa kiselim pH, predstavlja tretman zakišeljavanja matriksa.

[0029] U jednom drugom poželjnom izvodjenju, datim pronalaskom je obezbedjen postupak za tretiranje podzemnih formacija koji obuhvata dodatni korak lomnjenja formacije pored koraka uvodjenja vodene kompozicije koja sadrži helatni agens koji je odabran iz grupe koju čine N,N-disirćetna kiselina glutaminske kiseline ili njena so (GLDA), N,N-disirćetna kiselina asparaginske kiseline ili njena so (ASDA), metilglicin N,N-disirćetne kiseline ili njena so (MGDA) i/ili N-hidroksietil etilenediamin N,N’,N’-trisirćetna kiselina ili njena so (HEDTA) u formaciju koja se koristi u tretmanu, gde se faza lomnjenja vrši pre, u toku ili nakon uvodjenja kompozicije u formaciju. Ukoliko se lomnjenje odvija tokom uvodjenja kompozicije u formaciju, kompozicija koja sadrži GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA može da funkcioniše i kao tečnost za tretman i kao tečnost za lomnjenje i da se uvodi u formaciju pod pritiskom iznad pritiska lomljenja tretirane formacije. Na taj način, proces ima realnu ekonomsku korist jer se umesto dva tečnosti koristi samo jedna. U izvodjenjima u kojima tečnosti ima kiseli pH, takav proces se naziva lomljenje kiseline, pri čemu tečnost koja sadrži GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA zakišeljava razlomljenu formaciju.

[0030] Osim toga, gore navedeni postupak može da se koristi za lomljenje materijala u naftnim i gasnim bušotinama kiselinom i to posle prethodnog lomljenja pomoću HCI ili drugog materijala. Pronalazak dodatno obezbedjuje postupak uvodjenja gore navedenih kompozicija u podzemne formacije radi njihovog tretiranja.

[0031] Iako je poželjno tvorevina se obradjuje sa fluidom koji sadrži helatni agens koji je odabran iz grupe koju čine N,N-disirćetna kiselina glutaminske kiseline, ili njena so (GLDA), N,N-disirćetna kiselina asparaginske kiseline ili njena so (ASDA), metilglicin N,N-disirćetna kiselina ili njena so (MGDA) i N- hidroksietil etilendiamin N,N’,N’-trisirćetna kiselina ili njena so (HEDTA), u izvodjenjima takodje može da bude i penasta kompozicija od helatnog agensa odabrana iz grupe koju čine N,N-disirćetna kiselina glutaminske kiseline ili njena so (GLDA), N,N-disirćetna kiselina asparaginske kiseline ili njena so (ASDA), metilglicin N,N-diacetilsirćetna kiselina ili njena so (MGDA) i N-hidroksietil etilendiamin N,N’,N’-trisirćetna kiselina ili njihova so (HEDTA), površinski aktivni agens, i barem 50 zapreminskih % na osnovu ukupne zapremine pene/ gasa, ili viskozna kompozicija koja sadrži helatni agens koji je odabran iz grupe koju čine N,N-disirćetna kiselina glutaminske kiseline (GLDA) ili njena so, N,N-disirćetna kiselina asparaginske kiseline ili njena so (ASDA), metilglicin N,N-disirćetna kiselina ili njena so (MGDA) i N- hidroksietil etilendiamin N,N’,N’-trisirćetna kiselina ili njena so (HEDTA), i barem 0.01 masenih % na osnovu ukupne mase kompozicije od viskoznog agensa.

[0032] Ugušćena kompozicija je definisana u ovoj prijavi kao kompozicija koja ima viši stepen viskoznosti od iste kompozicije bez sredstva za zgušnjavanje (modifikatora viskoziteta) kada se koristi Grace 5600 HPHT reometar opremljen sa Hastelloy C-276 unutrašnjosti na temperaturi od 20°C ili nekoj drugoj relevantnoj temperaturi kako je ovde navedeno). U ovu svrhu korišćen je B5 bob, koji je zahtevao zapreminu uzorka od 52 cm<3>. Test je primenjen variranjem brzine mehaničkog stresa (smicanja) sa ciljem smanjenja viskoziteta od 0.1 do 1,000 s<̵ 1>. Poželjno je da viskoznost zgušnjene kompozicije bude veća od 10 cp, poželjnije veća od 50 cp pri brzini smicanja od 100 s<̵ 1>.

[0033] Podzemna formacija u jednom izvodjenju može da bude karbonatna formacija, formacija škriljaca, ili formacija od peska i za viskozifikovane ili penaste kompozicije u poželjnom izvodjenju to je bilo koja od ovih formacija sa visokim stepenom propusnosti (> 6D).

[0034] Pojam tretmana u ovoj prijavi treba da obuhvati bilo koji tretman formacije sa kompozicijom. On posebno pokriva tretiranje formacije sa kompozicijom da bi se postigla bar jedna od sledećih stavki (i) povećanje permeabilnosti, (ii) uklanjanje malih čestica, i (iii) uklanjanje kamenca, odnosno naslaga neorganskog porekla, i da bi se time poboljšale performanse u bušotini i omogućila povećana proizvodnja nafte i/ili gasa iz formacije. U isti mah, tretman obuhvata čišćenje bušotine i uklanjanje kamenca iz bušotine za proizvodnju nafte/ gasa i opreme za proizvodnju. U jednom izvodjenju, prilikom uvodjenja kompozicije u formaciju, ne odvija se samo tretman formacije, već ista kompozicija može da deluje kao kompozicija za uklanjanje makar dela filtriranog taloga koji može biti prisutan u takvoj formaciji.

U poželjnim izvodjenjima, kompozicije sadrže, osim efikasne količine N,N-disirćetne kiseline glutaminske kiseline ili njene soli (GLDA), N,N-disirćetne kiseline asparaginske kiseline ili njene soli (ASDA), metilglicin N,N-disirćetne kiseline ili njene soli (MGDA) i/ili N-hidroksietil etilenediamin N,N’,N’- trisirćetnne kiseline ili njene soli (HEDTA), i inhibitor korozije i surfaktant. Utvrdjeno je kao iznenadjujuće da u ovim kompozicijama postoji dobar i uravnotežen odnos svojstava i osobina.

[0035] GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA se poželjno koriste u kompoziciji u količini izmedju 5 i 30 masenih %, još poželjnije izmedju 10 i 30 masenih %, najpoželjnije izmedju 15 i 25 masenih %, u odnosu na ukupan sastav kompozicije.

[0036] Soli GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA koje se mogu koristiti su njihove soli alkalnih metala, zemnoalkalnih metala, ili amonijaka i one mogu biti potpune ili delimične. Takodje se mogu koristi mešane soli koje sadrže različite katjone. Poželjno se koriste, natrijumove, kalijumove, i amonijumove soli koje mogu biti potupne ili delimične soli GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA.

[0037] U poželjnom izvodjenju, kompozicije iz pronalaska sadrže ASDA, HEDTA i/ili GLDA, još poželjnija izvodjenja sadrže ASDA i/ili GLDA, najpoželjnija GLDA, otkriveno je da ove kompozicije imaju bolje poboljšanje permeabilnosti i brže razdvajanje vodenih i nevodenih faza nakon proizvodnje.

[0038] Kompozicije pronalaska su vodeni fluidi, tj. oni po mogućstvu sadrže vodu kao rastvarač za ostale sastojke, gde voda na primer može da bude sveža voda, proizvedena voda ili morska voda, iako se mogu dodati i drugi rastvarači, kao što je dalje objašnjeno u tekstu.

[0039] pH kompozicije iz pronalaska se kreće u opsegu izmedju 3 i 6. U veoma kiselom opsegu i veoma baznom opsegu, neki neželjeni sporedni efekti mogu biti uzrokovani kompozicijama u formaciji, kao što je prebrzo rastvaranje koje dovodi do prekomernog formiranja CO<2>ili povećanog rizika od reprecipitacije. Za bolju sposobnost rastvaranja karbonata, ona je kisela. Sa druge strane, mora se shvatiti da su visoko kiseli rastvori skuplji za pripremu. Prema tome, još poželjnije je da pH rastvora bude izmedju 3.5 i 6.

[0040] Kompozicije mogu biti slobodne, ali poželjno je da sadrže više od 0 masenih % do 2 masena %, poželjnije od 0.1-1 masena %, još poželjnije od 0.1-0.5 masena %, inhibitora korozije. Kompozicije mogu biti slobodne, ali poželjno sadrže više od 0 i do 2 masena % surfaktanta, poželjnije od 0.1 - 2 masena %, još poželjnije od 0.1-1 zapreminskih %, gde se svaka količina zasniva na ukupnoj težini ili zapremini kompozicije.

[0041] Kada se koriste kompozicije pronalaska u tretmanu podzemne formacije da bi se povećala njihova propustljivost, uklanjanju se male čestice od njih i/ili uklanjaju neorganske materije u obliku kamenca i tako se povećava proizvodnja nafte i/ili gasa iz formacije, ili u čišćenju bušotine i/ili uklanjanju kamenca iz bušotine za proizvodnju nafte/gasa i opreme za proizvodnju nafte i/ili gasa iz podzemnih formacija, gde se kompozicija poželjno koristi na temperaturi izmedju 35 i 400 °F (oko 2 i 204°C), poželjnije izmedju 77 i 400°F (oko 25 i 204°C), još poželjnije izmedju 77 i 350°F (oko 25 i 177°C), najpoželjnije izmedju 150 i 300°F (izmedju 65 i 149°C).

[0042] Upotreba kompozicija u tretmanu formacija, je poželjna sa vrednostima pritiska izmedju atmosferskog i pritiska loma, gde je pritisak loma definisan kao pritisak iznad kojeg ubrizgavanje kompozicija uzrokuje hidraulički lom formacije. Medjutim, upotreba pri višem pritisku od pritiska loma je takodje moguća, tada proces uključuje i lomljenje formacije. Stručnjak će razumeti da pritisak loma zavisi od parametara kao što su vrsta, dubina formacije, i pritisaka u bušotini, i mogu biti različiti za svaki rezervoarsku stenu. U jednom izvodjenju, podzemne formacije mogu da budu izabrane iz grupe karbonatnih formacija, kao što je kreda, dolomit ili kalcitne formacije, sedimentne stene ili formacije škriljaca, gde sedimentne stene i formacije škriljaca u poželjnim izvodjenjima sadrže kalcijum karbonat. Pored toga, neke od formacija mogu biti formacije ilita, tj. one sadrže jednu količinu ilita.

[0043] Kada se koristi penasta kompozicija, gas je poželjno prisutan u peni u količini izmedju 50 i 99 zapreminskih %, poželjnije izmedju 50 i 80 zapreminskih %, još poželjnije izmedju 60-70 zapreminskih % u odnosu na ukupnu zapreminu pene.

[0044] Površinski aktivno sredstvo u jednom izvodjenju je surfaktant. Poželjno, površinski aktivno stredstvo je surfaktant rastvorljiv u vodi, pošto je poželjno da pene iz pronalaska budu na bazi vode. Sredstva rastvorljiva u vodi za ovaj pronalazak, rastvorljiva su u količini od najmanje 2 g/l vode.

[0045] Površinski aktivno sredstvo u jednom izvodjenju se koristi u količini izmedju 10 ppm i 200,000 ppm na osnovu ukupne težine pene, najbolje izmedju 10 ppm i 100,000 ppm, još poželjnije izmedju 100 i 50,000 ppm, najpoželjnije izmedju 100 i 10,000 ppm.

[0046] U jednom izvodjenju, gas je odabran iz grupe koju čine N<2>, CO, CO<2>, prirodni gas, kiseonik ili njihove smeše, kao što je vazduh. Poželjno je da se koristi, N2, CO2, vazduh, ili prirodni gas.

[0047] Surfaktanti koji formiraju penu uključuju anjonske, katjonske, amfoterne, i nejonske surfaktante prema rastućem poretku učinka. Površinski akivna sredstva uključuju, ali nisu ograničeni na, etoksilovane alkohole, polisaharide, etoksilirane masne amine, okside amina, glukozide, sulfonate, i kvaternerne amonijumske soli.

[0048] Kada je kompozicija u obliku penaste kompozicije, formiranje formacije sa penom se može postići na više načina. U jednom izvodjenju, pogodna pena se dobija uključivanjem smeše surfaktanata kao što su površinski aktivna sredstva u rastvor koji sadrži helatni agens. Odgovarajući surfaktanti mogu da budu anjonske, katjonske, amfoterne ili nejonske prirode, ili njihove smeše. Stručnjak u ovoj oblasti je u potpunosti svestan da u slučaju surfaktanata koji imaju suprotne naboje, mora biti izabran nestehiometrijski odnos. Poželjno je da molarni odnos bude viši od 3 prema 1. Poželjnije je da bude viši od 5:1 i najpoželjnije, je da bude viši od 10:1. Takodje je poželjno da je smeša surfaktanata rastvorljiva u vodi (tj. u količini od najmanje 2 g/l vode, a najbolje u količini od najmanje 10 g/1 of vode). Poželjnije je da smeša surfaktanata rastvorljiva u vodenom sistemu koji sadrži do 5% od ukupne mase helatnog agensa. Odgovarajuće smeše surfaktanata mogu biti smeše surfaktanata koje su sve rastvorljive u opisanim rastvorima. Medjutim, smeše surfaktanta mogu takodje da sadrže jedan ili više (ko-)surfaktanata koji su nerastvorni u opisanim rastvorima. Stručnjaku je poznato da je deo nerastvornih surfaktanata ograničen limitima. Kada se izrazi u masenim jedinicama, poželjni odnos nerastvorljivog surfaktanta u odnosu na rastvorljivi je manji od 2. Još poželjnije je bude manji od 1 i najpoželjnije je da bude manji od 1/3 (jedna trećina).

[0049] U još jednom izvodjenju, penasta kompozicija predmetnog pronalaska sadrži pojačivač pene. Oni su poznati u stanju tehnike i opisani su na primer u objavljenom patent br. WO 2007/020592.

[0050] Kada je kompozicija koja se koristi za tretman zgušnjena kompozicija, viskozno sredstvo je po mogućstvu prisutno u količini izmedju 0.01 i 3 masenih %, poželjnije izmedju 0.01 i 2 masenih procenata %, još poželjnije izmedju 0.05 i 1.5 masenih % u odnosu na ukupnu masu viskozne kompozicije.

[0051] Kada je kompozicija u formi zgušnjene kompozicije, sredstvo za zgušnjavanje u jednom izvodjenju može biti izabrano od ugljenih hidrata, ili može da gradi polisaharide kao derivate celuloze, guar ili guar derivate, ksantan, tzv. karagenan (polisaharid koji se koristi kao zgušnjivač u hrani), biopolimere na bazi skroba, gume/smole, poliakrilamide, poliakrilate, visokoelastične surfaktante [na primer, okside amida, karboksibetaine],

[0052] U još poželjnijem izvodjenju, kompozicija iz pronalaska sadrži kombinaciju površinski aktivnog sredstva i sredstva za zgušnjavanje (modifikatora viskoziteta), gde su oba sredstva odabrana iz grupe koju čine površinski aktivna sredstva i sredstva za zgušnjavanje kao što je dalje navedeno u ovom dokumentu.

[0053] U još jednom poželjnom izvodjenju, površinski aktivno sredstvo i/ili sredstvo za zgušnjavanje (modifikator viskoziteta) su prisutni zajedno sa dodatnim surfaktantima, koji mogu biti nejonski, anjonski,

1

katjonski, ili amfoterni surfaktanti. U pak drugom izvodjenju, zgušnjena kompozicija (tretirana modifikatorom viskoziteta) predmetnog pronalaska sadrži agens za umrežavanje koji je u stanju da umreži sredstvo za zgušnjavanje (modifikator viskoziteta) i tako poboljša osobine zgušnjene kompozicije, i u izvodjenjima gde pena takodje sadrži sredstvo za zgušnjavanje (modifikator viskoziteta), takodje penu. Umrežavajući agensi su poznati u stanju tehnike i opisani su na primer u objavljenoj prijavi patenta WO 2007/020592.

[0054] Kao što je gore u tekstu ukratko rezimirano, sredstva za zgušnjavanje obuhvataju hemijske vrste koje su rastvorljive ili barem delimično rastvorljive i/ili nerastvorljive u helatnom agensu-koji sadrži polaznu tečnost. Ta sredstva mogu takodje da obuhvataju različite nerastvorna ili delimično rastvorna organska i/ili neorganska vlakna i/ili čestice, na primer, dispergovanu glinu, dispergovane minerale, i slično, koji su poznati u stanju tehnike za povećanje viskoznosti. Odgovarajuči zgušnjivači dalje obuhvataju različite organske i/ili neorganske polimerne vrste koje obuhvataju sredstva za zgušnjavanje polimera, naročito polimere umrežene metalom. Odgovarajući polimeri za izradu zgušnjivača polimera umreženih metalom obuhvataju na primer, polisaharide, na primer, supstituisane galaktomanane, kao što su guar gume, polisaharidi velike molekulske mase sačinjeni od manoznih i galaktoznih šečera, ili guar derivata kao što su hidroksipropil guar (HPG), karboksimetil hidroksipropil guar (CMHPG), i karboksimetil guar (CMG), hidrofobno modifikovane guare, jedinjenja koja sadrže guar, i sintetičke polimere. Sredstva za umrežavanje lanaca uključuju komplekse bora, titana, cirkonijuma i/ili aluminijuma koji se poželjno koriste za povećanje molekulske mase polimera i čineći ih pogodnijim za upotebu kao sredstva za povećanje viskoznosti, naročito u bušotinama u kojima vlada visoka temperatura. Druge pogodne klase polimera rastvoljivih u vodi koji su efikasni kao sredstva za zgušnjavanje uključuju polivinil alkohole na različitim nivoima hidrolize, polivinil polimere, polimetakrilamide, celulozne etre, lignosulfonate, i njihove amonijumove soli, te soli alkalnih metala, i zemnoalkalnih metala, polietilen imine, polidialil dimetil amonijum hlorid, poliamine poput kopolimera dimetilamina ai epihlorohidrina, kopolimere akrilamida i katjonske monomere, poput dialil dimetil amonijum hlorida (DADMAC) ili akriloiloksietil trimetil amonijum hlorida, kopolimeri akrilamida koji sadrže anjonske kao i katjonske grupe. Još odredjeniji primeri za druge tipične polimere koji su rastvorljivi u vodi su kopolimeri akrilna kiselina-akrilamid, kopolimeri akrilna kiselina- metakrilamid, poliakrilamidi, delimično hidrolizovani poliakrilamidi, delimično hidrolizovani polimetakrilamidi, polivinil alkohol, polialkilen oksidi, drugi galaktomanani, heteropolisaharidi dobijeni fermentacijom šećera dobijenog iz skroba i njegove amonijumske soli i soli alkalnih metala. Takodje su poželjni derivati celuloze, uključujući hidroksietil celulozu (HEC), hidroksipropil celulozu (HPC), karboksimetilhidroksietil celulozu (CMHEC) i/ili karboksimetil celulozu (CMC), sa ili bez sredstava za umrežavanje, ksantan, diutan, i skleroglukan.

[0055] I druga sredstva za zgušnjavanje (modifikatori viskoziteta) uključuju ona na bazi gline, slojevite gline, kao što su bentoniti, hektoriti ili laponiti, i male vlaknaste formacije od gline kao što su poligorskiti (atapulgit i sepiolit). Kada se koriste modifikatori viskoziteta koja sadrže polimer kao druga sredstva za zgušnjavanje, ona mogu da se koriste u količini do 5% u odnosu na masu kompozicije iz pronalaska.

[0056] Kompozicija može da sadrži i druge dodatke koji poboljšavaju funkcionalnost stimulacionog dejstva i koji minimalizuju rizik od oštećenja kao posledicu pomenutog tretmana, kao što je poznato stručnjaku iz ove oblasti.

[0057] Kompozicija iz pronalaska može dodatno da sadrži jedan ili više jedinjenja iz grupe koju čine agensi protiv stvaranja naslaga, zajednički rastvarači, pojačivači inhibitora korozije, površinski aktivna sredstva, modifikatori viskoziteta, ovlaživači, agensi za uniformno tretiranje površine, uklanjivači/ sakupljači kiseonika, prenosni fluidi (tečnost koja se koristi za transport materijala u ili iz bušotine), aditivi za odstranjivanje tečnosti, reduktori trenja, modifikatori reoloških osobina, sredstva za geliranje, inhibitori stvaranja kamenca, sredstva za razbijanje materijala/ razbijači, soli, koncentrovani rastvori soli, sredstva za kontrolu pH kao što su druge kiseline i/ili baze, čestice, umreživači, modifikatori relativne permeabilnosti, sakupljaći sulfida, vlakna, nanočestice, njihove kombinacije, ili slično.

[0058] Zajedinički rastvarač je hemijski tečni aditiv koji je rastvorljiv u nafti, vodi, kiselinama (često se zasniva na HCI), i drugim tečnostima iz bušotine (videti takodje http://www.glossary.oilfield.slb.com). U mnogim slučajevima zajednički rastvarač osigurava da se tečnosti na bazi nafte i vode, koji se obično ne mogu mešati, kombinuju jedna sa drugom, i da u poželjnim izvodjenjima grade bistar rastvor. Zajednički rastvarači se rutinski koriste u nizu primena, kontrolisanjem vlažnosti kontaktnih površina pre, tokom i/ili posle tretmana, i prevencijom ili razbijanjem emulzija. Koriste se zajednički rastvarači, kao nerastvorne formacijske čestice koje sakupljaju organsku skramu iz sirove nafte. Ove čestice su delimično nauljene i nakvašene i delimično pokvašene vodom. Ovo dovodi do sakupljanja materijala na bilo kojoj od razdelnih površina ulje-voda, koje mogu stabilizovati različite emulizije tipa ulje-voda. Zajednički rastvarači uklanjaju organske skrame ostavljajući ih nakvašene vodom, eliminišući na taj način emulzije i začepljenja koja stvaraju čestice. Ako se koristi zajedinčki rastvarač, poželjno je da bude odabran iz grupe koja obuhvata, ali nije ograničena na, niže alkohole kao što je metanol, etanol, 1-propanol, 2-propanol, i slično, glikole kao što je etilen glikol, propilen glikol, dietilen glikol, dipropilen glikol, polietilen glikol, polipropilen glikol, polietilen glikol-polietilen glikol blok kopolimeri, i slično, i glikolne etre kao što je 2-metoksietanol, dietilen glikol monometil i slično, estre rastvorljiv u vodi/ulju, kao što je jedan ili više estara od C2- do C10-, i ketone rastvoljive u vodi/ulju, kao što je jedan ili više ketona sa C2-C10. Zajednički rastvarač je poželjno prisutan u količini od 1 do 50 masenih % u odnosu na ukupnu masu kompozicije.

[0059] Poželjan keton znatno rastvarljiv u vodi/nafti je metil etil keton.

Poželjan alkohol znatno rastvarljiv u vodi/nafti je metanol.

Poželjan estar znatno rastvarljiv u vodi/nafti je metil acetat.

Poželjniji zajednički rastvarač je monobutil etar etilen glikola, koji je opšte poznat kao EGMBE.

[0060] Količina giikolnog rastvarača u rastvoru je po mogućstvu od 1 masenog % do oko 10 masenih %, najbolje izmedju 3 i 5 masenih %. Još poželjnije, ketonski rastvarač može biti prisutan u količini od 40 masenih % do oko 50 masenih %; alkohol znatno rastvoljiv u vodi može biti prisutan u količini u opsegu od oko 20 masenih % do oko 30 masenih %; i estar koji je znatno rastvoren u vodi/nafti može biti u količini u opsegu od 20 masenih % do oko 30 masenih %, gde se svaka količina zasniva na ukupnoj masi rastvarača u kompoziciji.

[0061] U jednom izvodjenju, zajednički rastvarač se koristi za prethodno ili naknadno ispiranje materijala mlazom, tj. u takvom izvodjenju on će biti uveden u formaciju pre ili posle tretmana sa kompozicijom.

[0062] Surfaktant (surfaktanti za natapanje vodom kao i surfaktanti koji se koriste kao površinski aktivna sredstva, sredstvo za zgušnjavanje/ modifikator viskoziteta) može da bude bilo koji surfaktant poznat u stanju tehnike i koji obuhvata anjonske, katjonske, amfoterne, i nejonske surfaktante. Izbor surfaktanta je prvobitno odredjen prirodom formacije stena oko bušotine. Primena katjonskih surfaktanata najbolje je ograničena u slučaju sedimentnih stena, dok u slučaju karbonatnih stena, anjonski surfaktanti nisu poželjni. Prema tome, surfaktant (smeša) je po mogućstvu pretežno anjonska po prirodi kada formacija predstavlja formaciju sedimentne stene. Kada je u pitanju karbonatna formacija, surfaktant (smeša) je po mogućstvu pretežno nejonske ili katjonske prirode, još poželjnije pretežno katjonske prirode.

[0063] Nejonski surfaktant predmetne kompozicije je poželjno odabran iz grupe koju čine alkanolamidi, alkoksilovani alkoholi, alkoksilovani amini, oksidi amina, alkoksilovani amidi, alkoksilovane masne kiseline, alkoksilovani masni amini, alkoksilovani alkil amini (na primer, kokoalkil amin etoksilat), alkil fenil polietoksilati, lecitin, hidroksilovani lecitin, estri masnih kiselina, estri glicerola i njegovi etoksilati, glikolni estri i njihovi etoksilati, estri propilen glikola, sorbitan, etoksilovani sorbitan, poliglikozidi, i slično, i njihove smeše. Alkoksilovani alkoholi, najbolje etoksilovani alkoholi, po potrebi u kombinaciji sa (alkil) poliglikozidima, su najpoželjniji nejonski surfaktanti.

[0064] Anjonski surfaktanti mogu da sadrže bilo koji broj različitih jedinjenja, uključujući alkil sulfate, alkil sulfonate, alkilbenzen sulfonate, alkil fosfate, alkil fosfonate, alkil sulfosukcinate.

[0065] Amfoterni surfaktanti obuhvataju hidrolizovani keratin, taurate, sultaine, fosfatidil holine, betaine, modifikovane betaine, alkilamidobetaine (na primer, kokoamidopropil betain).

[0066] Katjonski surfaktanti obuhvataju alkil amine, alkil dimetilamine, alkil trimetilamine (kvaternerne amine), alkil dietanolamine, dialkil amine, dialkil dimetilamine, i manje uobičajene klase jedinjenja na bazi fosfonijuma, sulfonijuma. U poželjnim izvodjenjima, katjonski surfaktanti obuhvataju kvaternerna amonijumska jedinjenja (na primer, loj trimetil amonijum hlorida, trimetil koko amonijum hlorid), njihovi derivati, i kombinacije.

[0067] Primeri surfaktanata koji su takodje površinski aktivna sredstva i koja mogu da se koriste za

1

formiranje pene i za stabilizovanje tretiranih kompozicija iz ovog pronalaska uključuju ali nisu ograničeni na, betaine, okside amina, metil estar sulfonate, alkilamidobetaine kao što su kokoamidopropil betain, alfa- olefin sulfonat, loj trimetil amonijum hlorida, alkil etoksilat sulfate sa C8 do C22, i trimetil koko amonijum hloride.

[0068] Ukoliko se koristi, površinski aktivno sredstvo, obično se koristi u količini izmedju 10 i 200,000 ppm na osnovu ukupne mase kompozicije, po mogućstvu, izmedju 100 i 10,000 ppm.

[0069] Poželjni surfaktanti mogu da se koriste u tečnom ili čvrstom obliku, poput praha, granula ili čestica.

[0070] Kada se koriste, surfaktanti mogu da budu prisutni u obliku kompozicije u količini koja je dovoljna da se spreči inkompatibilnost sa formacijama u obliku tečnosti, ostalim tretiranim tečnostima, ili tečnostima iz bušotine na temperaturi korišćenja iz rezervoarske stene. U jednom izvodjenju gde se koriste tečni surfaktanti, oni su generalno prisutni u količini u opsegu od oko 0.01% do oko 5.0% po zapremini kompozicije. U jednom izvodjenju tečni surfaktanti su prisutni u količini u opsegu od oko 0.1% do oko 2.0% po zapremini kompozicije, poželjnije izmedju 0.1 i 1 zapreminskih %. U izvodjenjima gde se koriste surfaktanti u obliku praha, oni mogu biti prisutni u opsegu od 0.001% do oko 0.5% u odnosu na masu kompozicije.

[0071] Sredstvo protiv stvaranja naslaga može biti odabrano iz grupe neorganskih i/ili organskih kiselina koje se koriste za stimulaciju formacija koje sadrže ugljovodnike iz sedimentnih stena. Funkcija kiseline je da rastvori materijale koji su rastvorni u kiselini tako da se očiste ili povećaju kanali za protok formacija koji vode do bušotine, dozvoljavajući da više nafte i/ili gasa teče u bušotinu.

[0072] Problemi su uzrokovani interakcijom (obično koncentrovane, 20-28% HCI) stimulisanih kiselina i izvesnih sirovih vrsta nafte (na primer, gudron/pakura) u formaciji da bi se formirao talog. Studije koje govore o interakciji taloga sirove nafte i kiseline koja se uvodi u proces pokazuju da su stvaraju trajni i kruti čvrsti proizvodi u medjuprostoru koji čine kiselina-nafta kada je pH vodene faze oko 4. Nije primećeno stvaranje takvih slojeva prilikom mešanja sirove nafte bez taloga sa kiselinom.

[0073] Ovi talozi obično predstavljaju reakcione proizvode koji se formiraju izmedju kiseline i ugljovodnika velike molekulske mase kao što su na primer, asfalteni, smole, itd. Postupci za prevenciju ili kontrolu formiranja taloga sa pratećim problemima u vezi sa protokom tokom zakišeljavanja sirovih formacija obuhvataju dodavanje sredstava protiv stvaranja taloga za prevenciju ili za sprečavanje ili smanjenje brzine stvaranja taloga sirove nafte, gde sredstva protiv stvaranja taloga stabilizuju emulziju kiselina-nafta i obuhvataju alkil fenole, masne kiseline, i anjonske surfaktanate. Često se kao surfaktant koristi mešavina derivata sulfonske kiseline i dispergovanog surfaktanta u rastvaraču. Takva mešavina generalno sadrži dodecil benzen sulfonsku kiselinu (DDBSA) ili njenu so kao glavno sredstvo za dispergovanje, tj . kao komponentu protiv formiranja taloga.

[0074] Nosači tečnosti su vodeni rastvori koji u odredjenim izvodjenjima sadrže Bronštedovu kiselinu da bi se pH vrednost zadržala u željenom opsegu i/ili sadrži neorgansku so, najbolje NaCl ili KCl.

[0075] Inhibitori korozije mogu biti odabrani iz grupe koju čine amini i kvaternerna amonijumska jedinjenja i jedinjenja sumpora. Primeri su dietil tiourea (DETU), koji je pogodan za korišćenje do temperature od 185°F (oko 85°C), alkil piridinska ili hinolinska so, kao što su jedinjenja dodecil piridin bromida (DDPB), i jedinjenja sumpora, kao što su tiourea ili amonijum tiocijanat, koji su pogodni za korišćenje u rasponu od 203-302°F (oko 95-150°C), benzotriazol (BZT), benzimidazol (BZI), dibutil tiourea, inhibitor zvani TIA, i alkil piridini. Generalno, najuspešnije formulacije inhibitora za organske kiseline i helatne agense sadrže amine, redukovana jedinjenja sumpora ili kombinacije azotnih jedinjenja (amini, kvaternerna amonijumska ili polifunkcionalna jedinjenja), i jedinjenje sumpora. Količina inhibitora korozije po mogućstvu iznosi manje od 2 zapreminska %, poželjnije izmedju 0.01 i 1 zapreminskih %, još poželjnije izmedju 0.1 i 1 zapreminskog % u odnosu na ukupnu zapreminu kompozicije.

[0076] Jedan ili više pojačivača inhibitora korozije mogu da se dodaju u kombinaciji sa inhibitorima korozije gde pojačivači proširuju opseg delovanja inhibitora korozije, kao što su na primer mravlja kiselina, kalijum jodid, antimon hlorid, ili bakar jodid.

[0077] Jedna ili više soli mogu da se koriste kao reološki modifikatori da bi se izmenila reološka svojstva (na primer, viskoznosti i svojstava elastičnosti) kompozicije. Ove soli mogu da budu organske ili neorganske. Primeri za odgovarajuće organske soli, uključuju, ali nisu ograničeni na aromatične sulfonate i karboksilate (kao što je p-toluen sulfonat i naftalen sulfonat), hidroksinaftalenske karboksilate, salicilat, ftalat, hlorobenzoevu kiselinu, ftalnu kiselinu, 5-hidroksi-l-naftalinkarbonsku kiselinu, 6-hidroksi-lnaftalinkarbonsku kiselinu, 7-hidroksi-l-nafitalinkarbonsku kiselinu, l-hidroksi-2-naftalinkarbonsku kiselinu, 3-hidroksi-2-naftalinkarbonsku kiselinu, 5-hidroksi-2- nafitalinkarbonsku kiselinu, 7-hidroksi-2-naftalinkarbonsku kiselinu, l,3-dihidroksi-2- naftalinkarbonsku kiselinu, 3,4-dihlorobenzoat, trimetil amonijum hidrohlorid i tetrametil amonijum hlorid. Primeri za odgovarajuće neorganske soli obuhvataju u vodi rastvorne kalijumove, natrijumove, i amonijumske soli halida (kao što je kalijum hlorid i amonijum hlorid), kalcijum hlorid, kalcijum bromid, magnezijum hlorid, natrijum format, kalijum format, cezijum format, i halidne soli cinka. Može se takodje koristiti smeša soli, ali treba napomenuti da je poželjno da hloridne soli budu pomešane sa hloridnim solima, bromidne soli sa bromidnim solima, i formatne soli sa formatnim solima.

[0078] Ovlaživači koji mogu biti pogodni za upotrebu u ovom pronalasku obuhvataju sirovo četinarsko ulje, oksidovano sirovo talno ulje, surfaktante, organske fosfatne estre, modifikovane imidazoline i amidoamine, alkil aromatične sulfate i sulfonate, i slično, i kombinacije ili derivate ovih i njima sličnih jedinjenja koja treba dobro da budu poznata stručnjaku.

[0079] Primeri odgovarajućih koncentrovanih rastvora soli obuhvataju koncentrovane rastvore (slane rastvore) kalcijum bromida, cink bromida, kalcijum hlorida, natrijum hlorida, sodium bromida, kalijum

1

bromida, kalcijum hlorida, natrijum nitrata, natrijum formata, kalijum formata, cezijum formata, magnezijum hlorida, natrijum sulfata, kalijum nitrata, i njima slične koncentrovane rastvore. Mešavina soli može da se koristi i u koncentrovanim rastvorima soli, ali treba napomenuti da je poželjno da se hloridne soli mešaju sa hloridnim solima, bromidne soli sa bromidnim solima, i formatne soli sa formatnim solima. Izabrani soni rastvor (koncentrovani rastvor soli) mora biti komaptibilan sa formacijom i treba da ima dovoljnu gustinu da obezbedi odgovarajući stepen kontrole bušotine. Dodatne soli se mogu dodati u izvor vode, na primer, da bi se dobio koncentrovani rastvor soli, i rezultujuća kompozicija, u cilju postizanja željene gustine. Količina soli koja se dodaje treba da bude količina koja je neophodna za postizanje kompatibilnosti formacije, kao što je količina neophodna za stabilnost minerala iz gline, uzimajući u obzir temperaturu kristalizacije koncentrovanog rastvora soli, na primer, temperature na kojoj se taloži so iz koncentrovanog rastvora soli kad temperatura padne. Poželjni odgovarajući koncentrovani rastvori soli obuhvataju morsku vodu i/ili formacije koje sadrže soni rastvor.

[0080] Soli mogu opciono biti uključene u kompozicije predmetnog pronalaska iz mnogo razloga, uključujući razloge koji se odnose na kompatibilnost kompozicije sa formacijom i formacijom koja sadrži tečnosti. Da bi se utvrdilo da li se so može koristiti u svrhu kompatibilnosti, može se izvršiti test kompatibilnosti da bi se identifikovali potencijalni problemi u vezi kompatibilnosti. Iz takvih testova, stručnjak će, u korist od ovog otkrića, biti u stanju da odredi da li neka so treba da bude uključena u kompoziciju predmetnog pronalaska. Odgovarajuće soli obuhvataju, ali nisu ograničene na, kalcijum hlorid, natrijum hlorid, magnezijum hlorid, kalijum hlorid, natrijum bromid, kalijum bromid, amonijum hlorid, natrijum format, kalijum format, cezijum format, i njima slične soli. Može takodje da se koristi smeša soli, ali treba napomenuti da je najbolje da hloridne soli budu pomešane sa hloridnim solima, bromidne soli budu pomešane sa bromidnim solima, i formatne soli sa formatnim solima. Količina soli koja se dodaje treba da bude količina koja je neophodna za zahtevanu gustinu kompatibilnosti formacije, kao što je količina neophodna za stabilnost minerala iz gline, uzimajući u obzir temperaturu kristalizacije koncentrovanog rastvora soli, na primer, temperaturu na kojoj se so taloži iz koncentrovanog rastvora soli kada temperatura padne. Soli takodje mogu biti uključene da bi se povećala viskoznost kompozicije i da bi se ista stabilizovala, naročito na temperaturama iznad 180°F (oko 82°C).

[0081] Primeri za odgovarajuće dodatke (aditive) za kontrolu pH koji po slobodnom izboru mogu biti uključeni u kompozicije predmetnog pronalaska su kisele kompozicije i/ili baze. Dodatak za kontrolu pH može biti neophodan da bi se održao pH kompozicije na željenom nivou, na primer, da bi se poboljšala efikasnost odredjenih razbijača i da bi se smanjila korozija na bilo kojem metalu koji je prisutan u bušotini ili formaciji, itd. Jedan od stručnjaka u ovoj oblasti, u korist ovog otkrića, biće u stanju da prepozna odgovarajuću pH vrednost za odredjenu primenu. U jednom izvodjenju, dodatak za kontrolu pH može da bude kisela kompozicija. Primeri odgovarajućih kiselih kompozicija obuhvataju kiselinu, jedinjenje koje

1

stvara kiselinu, i njihove kombinacije. Bilo koja poznata kiselina može biti pogodna za upotrebu sa kompozicijama iz predmetnog pronalaska. Primeri kiselina koji mogu biti pogodni za upotrebu u ovom pronalasku obuhvataju, ali nisu ograničeni na, organske kiseline (na primer, mravlje kiseline, sirćetne kiseline, karbonske kiseline, limunske kiseline, glikolne kiseline, mlečne kiseline, etilen diamin tetrasirćetne kiselina (EDTA), i slično), neorganske kiseline (na primer, hlorovodonična kiselina, hidrofluorna kiselina, fosfinska kiselina, p-toluen sulfonska kiselina, i slično), i njihove kombinacije. Poželjne kiseline su HCI (do iznosa koji je kompatibilan sa sadržajem ilita) i organske kiseline. Primeri jedinjenja koja stvaraju kiseline pogodna za upotrebu u datom pronalasku obuhvataju, bez ograničenja, estre, alifatične poliestre, orto estre, koji mogu biti poznati kao orto etri, poli(orto estri), koji mogu biti poznati kao poli(ortoetri), poli(laktidi), poli(glikolidi), poli(epsilon-kaprolaktoni), poli(hidroksibutirati), poli(anhidridi), ili njihovi kopolimeri. Derivati i kombinacije takodje mogu biti pogodne. U ovom tekstu, izraz "kopolimer" nije ograničen na kombinacije dva polimera, ali obuhvata bilo kakvu kombinaciju polimera, na primer, terpolimere i slično.

[0082] Ostala odgovarajuća jedinjenja koja stvaraju kiseline obuhvataju: estre ali nisu ograničeni na, etilen glikol monoformat, etilen glikol diformat, dietilen glikol diformat, gliceril monoformat, gliceril diformat, gliceril triformat, metilen glikol diformat, i formatne estre pentaeritritola.

[0083] Dodatak za kontrolu pH takodje može da obuhvati bazu da bi se podigao pH kompozicije. To bi moglo biti korisno u odredjenim upotrebama, kao što je dugoročna kontrola bušotine i preusmeravanje. Bilo koja poznata baza koja je kompatiblna sa modifikatorima viskoziteta iz datog pronalaska može da se koristi u kompozicijama datog pronalaska. Primeri odgovarajućih baza obuhvataju, ali nisu ograničeni na, natrijum hidroksid, kalijum karbonat, kalijum hidroksid, natrijum karbonat, i natrijum bikarbonat. Stručnjak u ovoj oblasti, će u korist ovog otkrića prepoznati odgovarajuće baze koje mogu da se koriste da bi se postiglo podizanje pH vrednosti.

[0084] U nekim izvodjenjima, kompozicija po slobodnom izboru može da sadrži drugi helatni agens. Kada se dodaje u kompozicije predmetnog pronalaska, helatni agens može da helira bilo koje nerastvoreno gvozdje (ili drugi dvovalentni ili trovalentni katjon) koji mogu biti prisutni u vodenoj kompoziciji i da spreči bilo kakvu neželjenu reakciju. Takav helatni agens može, na primer, da spreči takve jone da medjupolimerski povežu (umreže) molekule agensa za geliranje. Takvo umrežavanje može biti problematično, jer izmedju ostalog, može izazvati probleme sa filtriranjem, probleme sa ubrigavanjem, i/ili može izmedju ostalog, da izazove probleme sa propustljivošću (permeabilnost). Bilo koji pogodni helatni agens može da se koristi sa ovim pronalaskom. Primeri za helatne agense obuhvataju, ali nisu ograničeni na, limunsku kiselinu, nitrilotriacetil sirćetnu kiselinu (NTA), bilo koji oblik etilen diamin tetraacetilsirćetne kiseline (EDTA), dietilen triamin pentaacetil sirćetnu kiselinu (DTPA), propilen diamin tetraacetil sirćetnu kiselinu (PDTA), etilen diamin-N,N"-di(hidroksifenilsirćetnu)kiselinu (EDDHA), etilen

1

diamin-N,N"-di-(hidroksi-metilfenil sirćetnu kiselinu (EDDHMA), etanol diglicin (EDG), trans-1,2-cikloheksilen dinitrilotetraacetilsirćetnu kiselinu (CDTA), glukoheptonsku kiselinu, glukonsku kiselinu, natrijum citrat, fosfinsku kiselinu, njihove soli, i slično.

[0085] U nekim izvodjenjima, helatni agens može da bude natrijumova, kalijumova ili amonijumska so. Generalno, helatni agens može biti prisutan u količini koja je dovoljna za sprečavanje neželjenih sporednih efekata dvovalentnih ili trovalentnih katjona koji mogu biti prisutni, i tako deluje i kao inhibitor stvaranja kamenca. Stručnjak iz ove oblasti, u korist ovog otkrića, će moći da utvrdi odgovarajuću koncentraciju helatnog agensa za odredjenu primenu.

[0086] U nekim izodjenjima, kompozicije predmetnog pronalaska mogu da sadrže baktericide ili biocide, izmedju ostalog, da bi se zaštitila podzemna formacija kao i kompozicija od napada bakterija. Takvi napadi mogu biti problematični zbog toga što mogu da smanje viskozitet kompozicije, što rezultira lošijim performansama, u vidu lošijih svojstava suspenzija peska, na primer. Pogodni su svi baktericidi poznati u stanju tehnike. Poželjni su biocidi i baktericidi koji štite od bakterija, koje mogu da napadnu GLDA, ASDA, MGDA ili HEDTA ili sulfate.

Prosečan stručnjak će, u korist ovog otkrića, biti u stanju da identifikuje odgovarajući baktericid i pogodnu koncentraciju takvog baktericida za datu primenu. Primeri pogodnih baktericida i/ili biocida uključuju, ali nisu ograničeni na, fenoksietanol, etilheksil glicerin, benzil alkohol, metil hloroizotiazolinon, metil izotiazolinon, metil paraben, etil paraben, propilen glikol, bronopol, benzoevu kiselinu, imidazolinidil ureu, 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamid, i 2-bromo-2-nitro-l,3-propan diol. U jednom izvodjenju, baktericidi su prisutni u kompoziciji u količini u opsegu od oko 0.001% do oko 1.0% po masi kompozicije.

[0087] Kompozicije predmetnog pronalaska mogu takodje da obuhvate i razbijače (hemikalije) koji mogu da smanje viskoznost kompozicije u željeno vreme.

[0088] Primeri za pogodna sredstva za razbijanje (razbijači) kompozicija predmetnog pronalaska obuhvataju, ali nisu ograničeni na, oksidaciona sredstva kao što su natrijum hloriti, natrijum bromat, hipohloriti, perborati, persulfati, i peroksidi, uključujući organske perokside. Ostali pogodni razbijači obuhvataju, ali nisu ograničeni na, odgovarajuće kiseline i razbijače peroksida, trietanol amine, kao i na enzime koji mogu biti efikasni u razbijanju. Mogu se koristiti kao takva ili u inkapsuliranom obliku. Primeri odgovarajućih kiselina, obuhvataju, ali nisu ograničeni na hlorovodoničnu kiselinu, fluorovodoničnu kiselinu, mravlju kiselinu, sirćetnu kiselinu, limunsku kiselinu, mlečnu kiselinu, glikolnu kiselinu, itd., i kombinacije tih kiselina. Razbijač može biti uključen u kompoziciju predmetnog pronalaska u količini i formi koja je dovoljna da se postigne željeno smanjenje viskoznosti u željeno vreme. Ukoliko je potrebno, razbijač može biti formulisan tako da se obezbedi odloženo dejstvo.

[0089] Kompozicije predmetnog pronalaska mogu takodje da sadrže i pogodne aditive za odstranjivanje tečnosti. Takvi aditivi za odstranjivanje tečnosti mogu biti posebno korisni kada se kompozicija iz datog

1

pronalaska koristi kod lomljenja ili u tečnosti koja se koristi za zatvaranje formacije protiv upada tečnosti iz bušotine. Bilo koje sredstvo za odstranjivanje tečnosti koje je kompatibilno sa kompozicijama datog pronalaska je pogodan za upotrebu u datom pronalasku. Primeri uključuju, ali nisu ograničeni na, skrobove, silika prah, mehuriće gasa (tečnost ili pena), benzoevu kiselinu, sapune, čestice smole, modifikatore relativne propustljivosti, čestice razgradivog gela, dizel ili druge ugljovodonike koji su dispergovani u tečnosti, i druge nemešljive tečnosti. Drugi primer pogodnog aditiva za odstranjivanje tečnosti je onaj koji obuhvata razgradivi materijal. Odgovarajući primeri razgradivih materijala obuhvataju polisaharide kao što su dekstran ili celuloza; hitini; hitosani; proteini; alifatični poliestri; poli(laktidi); poli(glikolidi); poli(glikolid-ko-laktidi); poli(epsilon-kaprolaktoni); poli(3-hidroksibutirati); poli(3-hidroksibutirat-ko- hidroksivalerati); poli(anhidridi); alifatični poli(karbonati); poli(orto estri); poli(amino kiseline); poli(etilen oksidi); poli(fosfazeni); njihovi derivati; ili njihove kombinacije. U nekim izvodjenjima, pomenuti aditivi za odstranjivanje tečnosti mogu biti uključeni u količini od oko 5 do oko 2,000 Ibs/Mgal (oko 600 do oko 240,000 g/MIitra) kompozicije.

[0090] U nekim izvodjenjima, dodaci za odstranjivanje tečnosti mogu biti uključeni u količinu od oko 10 do oko 50 Ibs/Mgal (oko 1,200 do oko 6,000 g/Mlitra) kompozicije.

[0091] U odredjenim izvodjenjima, stabilizator disperzije (antikoagulator) može opciono biti uključen u kompozicije datog pronalaska. Može biti posebno povoljno da se uključi stabilizator disperzije (antikoagulator) ako se desi smanjenje viskoznosti u izabranoj kompoziciji. Jedan primer situacije u kojoj bi stabilizator mogao biti koristan je kada je temperatura na dnu bušotine dovoljna da sama razbije kompoziciju bez korišćenja sredstva za razbijanje. Pogodni stabilizatori disperzije uključuju, ali nisu ograničeni na, natrijum tiosulfat, metanol, i soli kao što su formatne soli i kalijun ili natrijum hlorid, Takvi stabilizatori mogu biti korisni kada se kompozicije datog pronalaska koriste u podzemnim formacijama koje imaju temperaturu iznad 200°F (oko 93°C). Ako je uključen, može se dodati stabilizator disperzije (antikoagulator) u količini od oko 1 do oko 50 Ibs/Mgal (oko 120 do oko 6,000 g/Mlitra) kompozicije.

[0092] Inhibitori pojave kamenca mogu se dodati u kompozicije predmetnog pronalaska, na primer, kada takve kompozicije nisu naročito kompatibilne sa formacijama vode u formaciji u kojoj se koriste. Ovi inhibitori pojave kamenca mogu da sadrže organske molekule rastvorljive u vodi sa karboksilnom kiselinom, asparaginskom kiselinom, maleinskim kiselinama, sulfonskim kiselinama, fosfonska kiselina i fosfatne estarske grupe koje obuhvataju kopolimere, ter-polimere, usadjeni kopolimeri, i njihove derivate. Primeri za takva jedinjenja obuhvataju alifatične fosfonske kiseline kao što je dietilen triamin penta (metilen fosfonat) i polimerne vrste kao što su polivinil sulfonat. Inhibitor pojave kamenca može biti u obliku slobodne kiseline ali je najbolje da bude u obliku soli mono- i polivalentnog katjona kao što su Na, K, Al, Fe, Ca, Mg, NH4. Bilo koji inhibitor pojave kamenca koji je kompatibilan sa kompozicijom u kojoj će se koristiti, pogodan je za upotrebu u ovom pronalasku. Odgovarajuće količine inhibitora pojave kamenca

1

koje mogu biti uključene u kompozicije datog pronalaska mogu biti prisutne u opsegu od oko 0.05 do 100 galona na oko 1,000 galona (tj.0.05 do 100 litara na 1,000 litara) kompozicije.

[0093] Bilo koja od čestica kao što je čvrsti materijal iz peska, šljunak koje se obično koriste u podzemnim operacijama u taložnim stenama (na primer, pesak, šljunak, bauksit, keramički materijali, materijali od stakla, drvo, biljke i biljne materije, ljuske od oraha, ljuske ostalih orašastih proizvoda, ljuske semena pamuka, cement, pepeo, vlaknasti materijali, kompozitne partikule, šuplje sfere i/ili porozni propant), kao i bilo koje čestice kao što su vlakna koje se obično koriste u podzemnim operacijama u karbonatnim formacijama, koje mogu da se koriste u datom pronalasku, kao i polimerni materijali, kao što su poliglikolne kiseline i polimlečne kiseline. Treba imati na umu da izraz "čestica" kako se koristi u ovom opisu obuhvata sve poznate oblike materijala uključujući u osnovi sferične materijale, duguljaste, cilindrične, elipsoidne, štapićaste, poligonalne materijale (kao što su materijali oblika kocke), njihove smeše, derivati, i slično.

[0094] U nekim izvodjenjima, obložene čestice mogu biti pogodne za upotrebu u kompozicijama predmetnog pronalaska, Treba napomenuti da mnoge čestice služe kao diverteri (preusmerivači). Drugi diverteri su viskoelastični surfaktanti i in situ gelirane tečnosti.

[0095] Uklanjivači (sakupljači) kiseonika mogu biti potrebni za povećanje termičke stabilnosti GLDA, ASDA, MGDA ili HEDTA. Primeri za takva jedinjenja su sulfiti i etorbati.

<[0096] Reduktori trenja mogu da se dodaju u količini od 0.2 zapreminskiih>%.<Odgovarajući primeri su>viskoelastični surfaktanti i polimeri povećane molekulske mase.

[0097] Umreživači mogu biti odabrani iz grupe multivalentnih katjona koji mogu da umrežavaju polimere kao što su Al, Fe, B, Ti, Cr, i Zr, ili organski umreživači kao što su polietilen amidi, formaldehid.

[0098] Sakupljači sulfida mogu biti aldehidi ili ketoni. Viskoelastični surfaktanti mogu biti odabrani iz grupe oksida amina ili surfaktanata na bazi karboksil betaina.

[0099] Primene na visokim temperaturama mogu imati koristi od prisustva sakupljača kiseonika u količini koja je manja od oko 2 zapreminska % rastvora.

[0100] U postupku predmetnog pronalaska može da se reciklira kompozicija koja je prelivena i zatim odvojena iz formacije.

[0101] Mora se medjutim razumeti, da se GLDA, ASDA i MGDA, koji su biodegradabilni helatni agensi, ne mogu reciklirati u punom obimu.

Primeri materijala koji se koriste

[0102] GLDA, HEDTA, i ASDA su dobijeni od AkzoNobel Functional Chemicals. Nafta 1 predstavlja sirovu naftu srednje mase sa Američkog instituta za naftu (American Petroleum Institute/APl) gustine 30-31 API i nafta 2 i nafta 3 predstavljaju lake sirove nafte prema Američkom institutu za naftu (American Petroleum Institute/API) gustine 40-50°API. HCI je dobijena od Aldrich.

2

[0103] Pripremljena su 4 rastvora: 1) 20 masenih % GLDA u vodi sa pH vrednošću od oko 3.8, 2) 20 težinskih % HEDTA u vodi sa pH vrednošću od oko 3.8, 3) 20 masenih % ASDA u vodi sa pH vrednošću od oko 3.8, i 4) 15 masenih % HCl u vodi kao komparativni primer. Ovi rastvori su korišćeni kao takvi (nisu neutralizovani) ili su neutralizovani rastvorima CaCO3 u testovima koji su opisani u daljem delu teksta.

[0104] Neutralisani rastvori su dobijeni dodatkom CaCO<3>da bi se oponašali potrošeni kiseli rastvori dobijeni nakon tretmana podzemne formacije. Da bi se neutralisali rastvori, upotrebljeno je 2.35 grama CaCO3(čistoće >99.9%). Ova količina je definisana kao "X" za testove opisane u Primeru 2 i Primeru 4. Primer 1: Nafta 1 i neneutralisani rastvori na sobnoj temperaturi

[0105] 75 ml nafte 1 je dodato u plastičnu čašu i onda preko toga 75 ml GLDA, HCI ili HEDTA rastvora. Uzorak je onda mešan koristeći UltraTurrax na 10,000 obrtaja u minuti tokom 5 minuta na 70°F (20°C). Odmah nakon mešanja, uzorak je sipan u graduisanu menzuru od 100 ml i dobijeni su podaci tokom vremena merenjem zapremine vodene faze izdvojene iz emulzije na 70°F (20°C). Potpuno (100%) odvajanje rezultuje izdvajanjem vodenog sloja od 50 ml. Zaostala emulzija je čuvana u zatvorenoj posudi.

[0106] Podaci su dobijeni na 10, 20, 30, 60, 120, 180 minuta i nakon 72 sata.

[0107] Rezultati su sumirani u Tablici 1 i Slika 1 pokazuje da rastvor na bazi GLDA se odvaja od naftne faze tokom 20 minuta, gde 15% HCI ne pokazuje znake odvajanja tokom vremena eksperimenta. Dodatno, rastvor zasnovan na GLDA se potpunije izdvaja od naftne faze nego HEDTA, 78% odvajanja za GLDA i 14% odvajanja za HEDTA.

[0108] Za ovu seriju eksperimenata, korišćene su vodene faze:

• GLDA 20 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• HCl 15 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• HEDTA 20 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

[0109] 75 ml nafte 1 dodato je u plastičnu čašu i onda preko toga 75 ml neutralisane vodene faze. Uzorak je onda mešan na UltraTurrax na 10,000 obrtaja u minuti tokom 5 minuta na 70°F (20°C). Odmah nakon mešanja, uzorak je sipan u graduisanu menzuru od 100 ml i dobijeni su podaci tokom vremena merenjem zapremine vodene faze izdvojene iz emulzije na 70°F (20°C). Zaostala emulzija je čuvana u zatvorenoj posudi. Rezultati su sumirani u Tablici 2 i prikazani na Slici 2. Takodje, u slučaju neutralisanih rastvora, rastvor zasnovan na GLDA, izdvojen tokom 10 minuta nakon što je mešanje zaustavljeno, što rezultiralo odvajanjem od 46%. Stanje tehnike je pokazalo da se 15%-tni rastvor HCI nije izdvojio tokom prva 2 do 3 časa.

Primer 3: Nafta 1 i neneutralisani rastvori na visokoj temperaturi

[0110] 75 ml nafte 1 je dodato u plastičnu čašu i onda preko toga 75 ml GLDA, HCI ili HEDTA rastvora. Plastične čaše su onda stavljene na vodeno termičko kupatilo na temperaturi od 140°F (60°C) dok se temperatura smeše ustalila. Uzorci su onda mešani koristeći UItraTurrax na 10,000 obrtaja u minuti tokom 5 minuta. Odmah nakon mešanja, uzorak je sipan u graduisanu menzuru od 100 ml i dobijeni su podaci tokom vremena merenjem zapremine vodene faze izdvojene iz emulzije na 140°F (60°C). Zaostala emulzija je čuvana u zatvorenoj posudi.

[0111] Podaci su dobijeni na 10, 20, 30, 60, 120, 180 minuta i nakon 72 sata.

[0112] Rezultati su sumirani u Tablici 3 i Slika 3 pokazuje da se rastvor na bazi GLDA izdvaja iz naftne faze tokom 10 minuta, gde 15% HCI pokazuje maksimalni stepen odvajanja 2 časa nakon početka eksperimenta. Dodatno, rastvor zasnovan na GLDA se potpunije izdvaja iz naftne faze nego HEDTA, 88%

Primer 4: Nafta 1 i neutralisani rastvori na visokoj temperaturi

[0113]

• GLDA 20 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• HCI 15 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• HEDTA 20 mas %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

[0114] 75 ml nafte 1 je dodato u plastičnu čašu i onda preko toga 75 ml GLDA, HCI ili HEDTA rastvora. Plastične čaše su onda stavljene na vodeno termičko kupatilo na temperaturi od 140°F (60°C) dok se temperatura smeše ustalila. Uzorci su onda mešani koristeći UltraTurrax na 10,000 obrtaja u minuti tokom 5 minuta. Odmah nakon mešanja, uzorak je sipan u graduisanu menzuru od 100 ml i dobijeni su podaci tokom vremena merenjem zapremine vodene faze izdvojene iz emulzije na 140°F (60°C). Zaostala emulzija je čuvana u zatvorenoj posudi.

[0115] Podaci su dobijeni na 10, 20, 30, 60, 120, 180 minuta i nakon 72 sata,

[0116] Rezultati su sumirani u Tablici 4 i Slika 4 pokazuje da se rastvor na bazi GLDA odvaja od naftne

faze tokom 10 do 20 minuta, gde 15% HCI pokazuje veoma sporo odvajanjanje 72 časa nakon početka eksperimenta. Dodatno, rastvor na bazi GLDA se potpunije odvaja od naftne faze nego HEDTA, 88% odvajanja za GLDA i 84% odvajanja za HEDTA.

2

Primer 5: Nafta 2 i neutralisani rastvori na sobnoj temperaturi

[0117] Za ovu seriju ekperimenata, korišćene su vodene faze:

<• GLDA 20 masenih>%,<neutralisan sa "X" grama CaCO3>

<• GLDA 20 mas>%,<neutralisan sa "1/2X" grama CaCO3>

• HCI 15 mas%, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• HEDTA 20 masenih %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

• ASDA 20 masenih %, neutralisan sa "X" grama CaCO3

[0118] 75 ml nafte 2 je dodato u plastičnu čašu i onda preko toga 75 ml neutralisane vodene faze. Uzorak je onda mešan koristeći UltraTurrax na 10,000 obrtaja u minuti tokom 5 minuta na 70°F (20°C). Odmah nakon mešanja, uzorak je sipan u graduisanu menzuru od 100 ml i dobijeni su podaci tokom vremena merenjem zapremine vodene faze izdvojene iz emulzije na 70°F (20°C). Zaostala emulzija je čuvana u zatvorenoj posudi.

[0119] Rezultati su sumirani u Tablici 5 i prikazani na Slici 5. Rezultati ukazuju da se tretirane tečnosti pronalaska brže i potpunije odvajaju od naftnog sloja nego neko HCl iz stanja tehnike, čak i kada ne reaguju u potpunosti.

Primer 6: Nafta 3 i rastvori koji nisu neutralizovani na sobnoj temperaturi

[0120] 75 ml nafte 3 se dodaje u široku staklenu času i onda se 75 ml GLDA i rastvora HCI dodaju na vrh. Staklene čase se nakon toga snažno ručno promućkane u vremenu od 3 minuta. Odmah nakon mešanja, časa je postavljena na stabilnu površinu da bi se vizuelno proverilo razdvajanje faza, promene boje, formiranje emulzija ili taloga.

[0121] Pošto se rastvor koji sadrži GLDA kompletno odvaja za manje od 10 minuta i ne pokazuje znake formiranja emulzije, taloga ili promene boje; rastvor koji sadrži HCI nije se razdvojio nakon 24 časa, i vodena faza je dobila tamno žutu boju, za razliku od početne prozirne tečnosti.

2

Claims (13)

PATENTNI ZAHTEVI:

1. Dvofazni proces za proizvodnju nafte ili gasa iz podzemnih formacija, naznačen time, što se u prvom koraku podzemna formacija obradjuje sa vodenom kompozicijom koja sadrži helatni agens koji je odabran iz grupe koju čine N,N-disirćetna kiselina glutaminske kiseline ili njena so (GLDA), N,N-disirćetna kiselina asparaginske kiseline ili njena so (ASDA), metilglicin N,N-disirćetna kiselina ili njena so (MGDA), i N- hidroksietil etilendiamin N,N’,N’-trisirćetna kiselina ili njena so (HEDTA) gde kompozicija ima pH vrednost izmedju 3 i 6 i gde, u sledećem koraku, u izlaznim strujama iz podzemne formacije koja sadrži vodenu fazu sa kiselim helatnim agensom i/ili utrošenim helatnim agensom i nevodenom fazom, gde je vodena faza je odvojena od nevodene faze, gde korak razdvajanja obuhvata jedan ili više koraka odabranih iz grupe koju čine (i) dodavanje hemijskog deemulgatora, (ii) povećanje temperature emulzije, (iii) primena elektrostatičkih polja koja proizvode sjedinjenje, (iv) smanjenje brzine protoka koji omogućava razdvajanje nafte ili gasa i vode na bazi gravitacije.

2. Postupak prema patentnom zahtevu 1, naznačen time, što vodena kompozicija sadrži od 5 do 30 masenih % GLDA, ASDA, MGDA i/ili HEDTA na osnovu ukupne ine kompozicije.

3. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva 1 ili 2, naznačen time, što vodena kompozicija sadrži GLDA.

4. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 3, naznačen time, što kompozicija može biti penasta ili ugušćena.

5. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 4, gde postupak dodatno sadrži korak barem delimičnog uklanjanja filtriranog taloga koji je prisutan u podzemnoj formaciji.

6. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 5, naznačen time, što podzemna formacija predstavlja karbonatnu formaciju, formaciju sedimentnih stena, formaciju škriljaca, formaciju sedimentnih stena koja sadrži kalcijum karbonat, formaciju škriljaca koja sadrži kalcijum karbonat, karbonatnu formaciju ilita ili sedimentnu formaciju koja sadrži ilit.

7. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 6, naznačen time, što kompozicija dodatno sadrži inhibitor korozije u količini do 2 zapreminska % u odnosu na ukupnu kompoziciju.

8. Postupak prema patentnom zahtevu 7, naznačen time, što je inhibitor korozije odabran iz grupe jedinjenja amina, kvaternernih amonijumskih jedinjenja, i jedinjenja sumpora.

9. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 8, naznačen time, što kompozicija dodatno sadrži surfaktant u količini do 2 zapreminska % u odnosu na ukupnu zapreminu kompozicije.

10. Postupak prema patentnom zahtevu 9, naznačen time, što je surfaktant odabran iz grupe anjonskih, amfoternih, nejonskih, i katjonskih surfaktanata.

2

11. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 10, naznačen time, što kompozicija dodatno sadrži drugi dodatak iz grupe koju čine zajednički rastvarači, agensi protiv stvaranja naslaga, pojačivači inhibitora korozije, površinski aktivna sredstva, modifikatori viskoziteta, ovlaživači, agensi za uniformno tretiranje površine, uklanjivači/ sakupljači kiseonika, noseći fluidi, aditivi za odstranjivanje tečnosti, reduktori trenja, modifikatori reoloških osobina, sredstva za geliranje, inhibitori stvaranja kamenca, sredstva za razbijanje materijala/ razbijači, soli, koncentrovani rastvori soli, sredstva za kontrolu pH, čestice, umreživači, modifikatori relativne permeabilnosti, sakupljači sulfida, vlakna i nanočestice.

12. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 11 naznačen time, što postupak obuhvata tretman podzemne formacije radi povećanja njene propustljivosti, uklanjanja malih čestica i/ili uklanjanje kamenca neorganskog porekla.

13. Postupak prema bilo kojem od patentnih zahteva od 1 do 12, naznačen time, što postupak obuhvata čišćenje bušotine i/ili uklanjanje kamenca iz bušotine za proizvodnju nafte i gasa i proizvodne opreme za proizvodnju nafte/ili gasa iz podzemnih formacija.