ВОДНЫЕ РАСТВОРЫ И СПОСОБ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

1. Водная композиция, содержащая:
(i) хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и
(ii) по меньшей мере одну аминокислоту,
где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту, и
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
3. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
4. Композиция по п. 1, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
5. Способ обработки формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, которая содержит хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подача флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатация насоса высокого давления для обработки по меньшей мере одного ствола скважины и формации, сообщенной по текучей среде со стволом скважины,
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
6. Способ по п. 5, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 масс.% до 45,7 масс.%, и обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
7. Способ по п. 5, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
8. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
9. Способ по п. 5, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
10. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
11. Способ по п. 5, где эксплуатация насоса содержит нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации, и флюид для обработки нефтяного месторождения вступает в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
12. Способ для стимулирования формации в подземной скважине, содержащий следующие этапы:
(i) приготовление водной композиции, содержащей хлористоводородную кислоту в концентрации от 8 масс.% до 28 масс.% включительно; и по меньшей мере одну аминокислоту, где молярное соотношение аминокислоты/хлористоводородной кислоты составляет от 0,2 до 1,5, и имеется достаточно воды для того, чтобы растворить хлористоводородную кислоту и аминокислоту;
(ii) подачу флюида для обработки нефтяного месторождения, содержащего водную композицию, в насос высокого давления; и
(iii) эксплуатацию насоса высокого давления для стимулирования по меньшей мере ствола скважины и формации, сообщающейся по текучей среде со стволом скважины, в результате чего увеличивается проницаемость формации,
где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
13. Способ по п. 12, где хлористоводородную кислоту транспортируют к месту расположения скважины, причем концентрация кислоты составляет от 28 масс.% до 45,7 масс.%, а обработка дополнительно содержит разбавление хлористоводородной
кислоты до концентрации обработки, прежде чем флюид для обработки нефтяного месторождения подадут в насос высокого давления.
14. Способ по п. 12, где водная композиция дополнительно содержит фтороводородную кислоту в концентрации, большей или равной 0,25 масс.%.
15. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 20°C.
16. Способ по п. 12, где композиция проявляет коэффициент замедления реакции кислоты, больший или равный 15°C при 93°C.
17. Способ по п. 12, где эксплуатация насоса включает по меньшей мере следующие этапы:
(i) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию с матричной скоростью;
(ii) нагнетание флюида для обработки нефтяного месторождения в формацию под давлением, равным или большим чем давление гидравлического разрыва формации; и
(iii) вступление флюида для обработки нефтяного месторождения в контакт по меньшей мере со стволом скважины и формацией.
18. Способ приготовления композиции, содержащий следующие этапы:
(i) подготовку водного раствора, концентрация хлористоводородной кислоты, в котором превышает 37 масс.%;
(ii) добавление в раствор аминокислотного закрепителя, где количество закрепителя включает молярное соотношение закрепителя/хлористоводородной кислоты от 0,2 до 1,5 включительно;
(iii) размещение раствора в резервуаре под атмосферным давлением; и
(iv) транспортировка резервуара на место работ по дороге общественного значения, железной дороге или обеим дорогам.
19. Способ по п. 18, где аминокислота содержит аланин, аспарагин, аспарагиновую кислоту, цистеин, глутаминовую кислоту, гистидин, лейцин, лизин, метионин, пролин, серин, треонин или валин или их комбинации.
20. Способ по п. 18, где раствор разбавляют водой на месте работ.
21. Способ по п. 18, где дополнительно позволяют раствору оставаться в резервуаре по меньшей мере один час.
22. Способ по п. 18, где резервуар оборудован так, чтобы оператор мог выполнять с раствором операцию по использованию флюида.
23. Способ по п. 22, где действие с использованием флюида содержит измерение уровня раствора в резервуаре, забор пробы раствора, измерение значения pH раствора, введение в раствор дополнительных веществ, перемешивание раствора или перемещение раствора из резервуара в другую емкость или в насос высокого давления или в их комбинации.
24. Способ по п. 18, где для помещения раствора в подземную скважину используют насос высокого давления.