CN109181669A - 一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 - Google Patents
一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109181669A CN109181669A CN201811216939.6A CN201811216939A CN109181669A CN 109181669 A CN109181669 A CN 109181669A CN 201811216939 A CN201811216939 A CN 201811216939A CN 109181669 A CN109181669 A CN 109181669A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- medicament
- mating
- technique
- reservoir water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 239000003814 drug Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 230000013011 mating Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 230000003578 releasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 35
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 34
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 42
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 26
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims abstract description 26
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 96
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 48
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 48
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 31
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims description 28
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 13
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 claims description 12
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- -1 corrosion inhibiter Chemical compound 0.000 claims description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 6
- QCCKPZOPTXCJPL-UHFFFAOYSA-N dodecyl(dimethyl)azanium;hydroxide Chemical compound [OH-].CCCCCCCCCCCC[NH+](C)C QCCKPZOPTXCJPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 6
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 6
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 3
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-O hydron;octadecan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[NH3+] REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 2
- 241001122767 Theaceae Species 0.000 claims 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 claims 1
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 2
- 108010028921 Lipopeptides Proteins 0.000 description 1
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 1
- 238000005660 chlorination reaction Methods 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N fluoromethane Chemical compound FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- HLERILKGMXJNBU-UHFFFAOYSA-N norvaline betaine Chemical compound CCCC(C([O-])=O)[N+](C)(C)C HLERILKGMXJNBU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RZJRJXONCZWCBN-UHFFFAOYSA-N octadecane Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCC RZJRJXONCZWCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 125000004079 stearyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000001550 time effect Effects 0.000 description 1
- 230000010148 water-pollination Effects 0.000 description 1
- 239000002349 well water 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
本发明涉及石油化工技术领域，具体的涉及一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺；其药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的4‑15份的阳离子表面活性剂、3‑6份的两性离子表面活性剂、10‑15份的乙二醇单丁醚、5‑15份的盐酸、4‑10份的氢氟酸、1‑3份的缓蚀剂、1‑2份的铁离子稳定剂、2‑8份的有机硅表面活性剂、50‑70份的醇类、5‑20份的水。本发明的解水锁剂具有制备方便、表面活性强、耐高温、耐高盐、岩石吸附性强、成本低等优势，同时本发明制备的解锁剂产品在该工艺下，药剂进入储层扩散能力强、在岩石表面吸附能力强，能有效的解除气井储层水锁及堵塞，并能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
Description
技术领域
本发明属于石油化工技术领域，具体涉及一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺。
背景技术
塔河凝析气藏储层易敏感,气井因井筒积液或者外来入井液的入侵易发生水锁。因此需要考虑水锁影响气井产能的效率，气井水锁后具有较高的启动压力,只有研制出适合的解水锁剂才能有效的提高气井产能的效率。
中国专利申请CN107142098A公开了本发明公开了一种解水锁剂及其制备方法，所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化硅、以及乙二醇和水，其中，所述第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，所述第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，所述乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水，并且所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水通过所述解水锁剂的注入设备按比例注入且各组分在所述注入设备中混合以形成所述解水锁剂，但其不能能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
中国专利申请CN105733543A公开了本发明公开了一种用于解除低含水油井水锁伤害的解水锁剂，由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成，其中纳米二氧化硅占总重量的1％-5％。当解水锁剂与水的体积比大于1∶1时，在6小时内可以解水锁剂通过增溶水相和油相，可将油水两相变为一相，从而消除两相渗流阻力，而纳米二氧化硅可以增强岩石表面的亲水性，使得游离水吸附到岩石表面形成水膜，从而增大油相相对渗透率，降低油相渗流的启动压力。对于发生水锁伤害的油井，根据洗井作业过程中记录的洗井液漏失量，通过油套环空向地层中注入与漏失水量相同体积的解水锁剂，关井6小时以上再开井生产可有效的解除低含水油井的水锁伤害，但其不能能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
针对上述专利存在的问题，本发明研发了一种泡沫排水采气用防冻、抗凝析油、抗钙镁离子起泡剂能够很好的满足市场对泡沫排水剂的需求。
发明内容
为了达到背景技术中的目的，本发明提出的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺；
本发明通过如下的技术方案实现的：
一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的4-15份的阳离子表面活性剂、3-6份的两性离子表面活性剂、10-15份的乙二醇单丁醚、5-15份的盐酸、4-10份的氢氟酸、1-3份的缓蚀剂、1-2份的铁离子稳定剂、2-8份的有机硅表面活性剂、50-70份的醇类、5-20份的水。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
（1）分别称取按质量份数计的，4-15份的阳离子表面活性剂、3-6份的两性离子表面活性剂、10-15份的乙二醇单丁醚、5-15份的盐酸、4-10份的氢氟酸、1-3份的缓蚀剂、1-2份的铁离子稳定剂、2-8份的有机硅表面活性剂、50-70份的醇类、5-20份的水作为备用原料；
（2）取步骤（1）中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂3-6%、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
（3）取步骤（1）中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤（2）中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
（4）取步骤（1）中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤（3）中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
（5）将步骤（4）中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
（1）工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
（2）取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
（3）连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物（碳酸钙、碳酸镁等）发生反应：
CO2+CaCO3+H2O=Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
（4）实施工序（3）后，关井1-4天焖井；
（5）完成工序（4）后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
其中，所述的两性表面活性剂为，将10-20份的十二烷基二甲基甜菜碱和7-15份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
其中，所述的阳离子表面活性剂为，十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、氯化二甲基双十八烷基铵、十八烷基二甲基叔铵等物质中的一种或几种。
其中，所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
其中，所述的醇类为甲醇、异丙醇、乙醇。
其中，所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
其中，所述的铁离子稳定剂为，浓度为6-8%的EDTA溶液。
其中，所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
附图说明
图1是本发明提出的解除层水锁工艺流程图。
有益效益
（1）本发明的解水锁剂具有制备方便、表面活性强、耐高温、耐高盐、岩石吸附性强、成本低等优势；
（2）本发明制备的解锁剂产品在该工艺下，药剂进入储层扩散能力强、在岩石表面吸附能力强，能有效的解除气井储层水锁及堵塞，并能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案和有益效果更加清楚，下面将结合实验数据，对本发明的优选实施例进行详细的说明，以方便技术人员理解。
实施例1
参照图1，一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的15份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、5份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、2份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、60份的醇类、10份的水。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
（1）分别称取按质量份数计的，15份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、5份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、2份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、60份的醇类、10份的水作为备用原料；
（2）取步骤（1）中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂3-6%、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
（3）取步骤（1）中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤（2）中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
（4）取步骤（1）中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤（3）中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
（5）将步骤（4）中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
（1）工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
（2）取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
（3）连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物（碳酸钙、碳酸镁等）发生反应：
CO2+CaCO3+H2O=Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
（4）实施工序（3）后，关井1-4天焖井；
（5）完成工序（4）后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
其中，所述的两性表面活性剂为，将15份的十二烷基二甲基甜菜碱和10份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
其中，所述的阳离子表面活性剂为，十八烷基二甲基叔铵。
其中，所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
其中，所述的醇类为乙醇。
其中，所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
其中，所述的铁离子稳定剂为，浓度为8%的EDTA溶液。
其中，所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
实施例2
参照图1，一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的4份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、10份的乙二醇单丁醚、5份的盐酸、4份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、1份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、70份的醇类、20份的水。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
（1）分别称取按质量份数计的，4份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、10份的乙二醇单丁醚、5份的盐酸、4份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、1份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、70份的醇类、20份的水作为备用原料；
（2）取步骤（1）中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂3-6%、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
（3）取步骤（1）中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤（2）中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
（4）取步骤（1）中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤（3）中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
（5）将步骤（4）中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
（1）工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
（2）取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
（3）连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物（碳酸钙、碳酸镁等）发生反应：
CO2+CaCO3+H2O=Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
（4）实施工序（3）后，关井1-4天焖井；
（5）完成工序（4）后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
其中，所述的两性表面活性剂为，将10份的十二烷基二甲基甜菜碱和12份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
其中，所述的阳离子表面活性剂为，氯化二甲基双十八烷基铵。
其中，所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
其中，所述的醇类为乙醇。
其中，所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
其中，所述的铁离子稳定剂为，浓度为6%的EDTA溶液。
其中，所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
实施例3
参照图1，一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的15份的阳离子表面活性剂、6份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、15份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、1份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、50份的醇类、5份的水。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
（1）分别称取按质量份数计的，15份的阳离子表面活性剂、6份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、15份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、1份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、50份的醇类、5份的水作为备用原料；
（2）取步骤（1）中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂3-6%、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
（3）取步骤（1）中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤（2）中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
（4）取步骤（1）中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤（3）中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
（5）将步骤（4）中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
（1）工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
（2）取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
（3）连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物（碳酸钙、碳酸镁等）发生反应：
CO2+CaCO3+H2O=Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
（4）实施工序（3）后，关井1-4天焖井；
（5）完成工序（4）后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
其中，所述的两性表面活性剂为，将20份的十二烷基二甲基甜菜碱和7份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
其中，所述的阳离子表面活性剂为，十八烷基三甲基氯化铵、氯化二甲基双十八烷基铵。
其中，所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
其中，所述的醇类为异丙醇。
其中，所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
其中，所述的铁离子稳定剂为，浓度为6%的EDTA溶液。
其中，所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
实施例4
参照图1，一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的4份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、15份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、2份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、70份的醇类、20份的水。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
（1）分别称取按质量份数计的，4份的阳离子表面活性剂、3份的两性离子表面活性剂、15份的乙二醇单丁醚、15份的盐酸、10份的氢氟酸、1份的缓蚀剂、2份的铁离子稳定剂、2份的有机硅表面活性剂、70份的醇类、20份的水作为备用原料；
（2）取步骤（1）中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂6%、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
（3）取步骤（1）中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤（2）中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
（4）取步骤（1）中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤（3）中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
（5）将步骤（4）中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
其中，所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
（1）工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
（2）取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
（3）连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物（碳酸钙、碳酸镁等）发生反应：
CO2+CaCO3+H2O=Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
（4）实施工序（3）后，关井1-4天焖井；
（5）完成工序（4）后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
其中，所述的两性表面活性剂为，将20份的十二烷基二甲基甜菜碱和15份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
其中，所述的阳离子表面活性剂为，十六烷基三甲基氯化铵。
其中，所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
其中，所述的醇类为甲醇。
其中，所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
其中，所述的铁离子稳定剂为，浓度为6%的EDTA溶液。
其中，所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
最后说明的是，以上优选实施例仅用于说明本发明的技术方案而非限制，尽管通过上述优选实施例已经对本发明进行了详细的描述，但本领域技术人员应当理解，可以在形式上和细节上对其作出各种各样的改变，而不偏离本发明权利要求书所限定的。
Claims (10)
1.一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂的组成包括以下物质：按质量份数计的4-15份的阳离子表面活性剂、3-6份的两性离子表面活性剂、10-15份的乙二醇单丁醚、5-15份的盐酸、4-10份的氢氟酸、1-3份的缓蚀剂、1-2份的铁离子稳定剂、2-8份的有机硅表面活性剂、50-70份的醇类、5-20份的水。
2.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的制备方法为为：
(1)分别称取按质量份数计的，4-15份的阳离子表面活性剂、3-6份的两性离子表面活性剂、10-15份的乙二醇单丁醚、5-15份的盐酸、4-10份的氢氟酸、1-3份的缓蚀剂、1-2份的铁离子稳定剂、2-8份的有机硅表面活性剂、50-70份的醇类、5-20份的水作为备用原料；
(2)取步骤(1)中量取的醇类、阳离子表面活性剂、两性离子表面活性剂3-6％、乙二醇单丁醚分别加入反应釜中进行搅拌，反应釜温度控制在30-40℃；
(3)取步骤(1)中量取的有机硅表面活性剂加入到步骤(2)中的反应釜内，在30-40℃下进行反应10-15min；
(4)取步骤(1)中量取的盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂，缓慢加入步骤(3)中的反应釜内，进行反应10-30min，其反应釜温度不高于50℃；
(5)将步骤(4)中反应釜内的产物取出，进行包装，得到的物质就是解水锁剂。
3.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于:所述的解除储层水锁、堵塞的配套药剂的工艺为：
(1)工艺流程为先排出井筒积液及清洗井筒，再关井恢复地层压力；
(2)取权利要求2中生产的解水锁剂一次注入井筒，在重力作用下进入井底；
(3)连接二氧化碳加注流程，一次泵注20-200m3液态二氧化碳，二氧化碳在工艺中起到推动解水锁剂进入井筒目的，同时二氧化碳与地层水及垢物(碳酸钙、碳酸镁等)发生反应：
CO2+CaCO3+H2O＝Ca2++2HCO3-，实现溶解钙镁离子垢物作用，由于二氧化碳进入地层后在地层温度下加热气化，其流动扩散能力远远大于液体酸，实现更远解堵作用；
(4)实施工序(3)后，关井1-4天焖井；
(5)完成工序(4)后开井生产或放空带出反应残液，当反排液大于注入解水锁剂2倍体积后，导入生产流程生产。
4.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的两性表面活性剂为，将10-20份的十二烷基二甲基甜菜碱和7-15份的椰油酰胺丙基甜菜碱进行混合均匀后得到的物质。
5.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的阳离子表面活性剂为，十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、氯化二甲基双十八烷基铵、十八烷基二甲基叔铵等物质中的一种或几种。
6.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的机硅表面活性剂为，使用聚醚改性的有机硅。
7.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的醇类为甲醇、异丙醇、乙醇。
8.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的缓蚀剂为水溶性的缓蚀剂。
9.根据权利要求1所述的一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺，其特征在于：所述的铁离子稳定剂为，浓度为6-8％的EDTA溶液。
10.根据权利要求1所述的一种工艺，其特征在于：所述的二氧化碳注入起到推动药剂扩散，以及二氧化碳与水生成碳酸氢根溶蚀垢物，而非对地层降粘或破裂起作用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811216939.6A CN109181669A (zh) | 2018-10-18 | 2018-10-18 | 一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811216939.6A CN109181669A (zh) | 2018-10-18 | 2018-10-18 | 一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109181669A true CN109181669A (zh) | 2019-01-11 |
Family
ID=64946148
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811216939.6A Pending CN109181669A (zh) | 2018-10-18 | 2018-10-18 | 一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109181669A (zh) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111778006A (zh) * | 2020-07-28 | 2020-10-16 | 西安通源正合石油工程有限公司 | 气井综合治理强化采气材料及其制备方法 |
| CN111978933A (zh) * | 2019-05-21 | 2020-11-24 | 中石化南京化工研究院有限公司 | 一种油田用防水锁组合物及其应用 |
| CN112430458A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-03-02 | 成都欣明化工有限公司 | 气井储层解水锁剂 |
| CN115405255A (zh) * | 2022-08-23 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于高含水气井的相转化控堵水采气方法 |
| CN115637141A (zh) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法 |
| CN116564436A (zh) * | 2023-05-24 | 2023-08-08 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用 |
| CN116591649A (zh) * | 2023-05-24 | 2023-08-15 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用 |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1458221A (zh) * | 2003-05-21 | 2003-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 复合多功能化学解堵剂 |
| CN101255789A (zh) * | 2008-03-28 | 2008-09-03 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 一种酸化解堵的方法 |
| CN102373037A (zh) * | 2010-08-10 | 2012-03-14 | 中国石油化工集团公司 | 一种新型的完井用生物解堵液及生产方法 |
| CN102899011A (zh) * | 2012-11-16 | 2013-01-30 | 唐山冀油瑞丰化工有限公司 | 一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法 |
| CN103224780A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-07-31 | 西南石油大学 | 一种适合于高温凝析油气藏酸化的缓速低伤害酸液体系 |
| CN103555309A (zh) * | 2013-10-22 | 2014-02-05 | 赵静 | 一种基于生物表面活性剂的水锁伤害处理剂及其制备方法 |
| CN103740353A (zh) * | 2013-12-16 | 2014-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合解堵剂及致密砂岩油藏压裂投产水平井复合解堵方法 |
| CN104863553A (zh) * | 2015-04-23 | 2015-08-26 | 赵金树 | 一种解除气井水锁新方法 |
| CN105255466A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井用缓速解堵剂及解堵方法 |
| CN105255467A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于致密砂岩油藏的复合解堵剂 |
| CN105295879A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于酸敏储层的油井缓速解堵剂 |
| CN105754569A (zh) * | 2014-12-16 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法 |
| CN108102623A (zh) * | 2017-12-26 | 2018-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高效深层解堵剂 |
-
2018
- 2018-10-18 CN CN201811216939.6A patent/CN109181669A/zh active Pending
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1458221A (zh) * | 2003-05-21 | 2003-11-26 | 中国海洋石油总公司 | 复合多功能化学解堵剂 |
| CN101255789A (zh) * | 2008-03-28 | 2008-09-03 | 安东石油技术（集团）有限公司 | 一种酸化解堵的方法 |
| CN102373037A (zh) * | 2010-08-10 | 2012-03-14 | 中国石油化工集团公司 | 一种新型的完井用生物解堵液及生产方法 |
| CN102899011A (zh) * | 2012-11-16 | 2013-01-30 | 唐山冀油瑞丰化工有限公司 | 一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法 |
| CN103224780A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-07-31 | 西南石油大学 | 一种适合于高温凝析油气藏酸化的缓速低伤害酸液体系 |
| CN103555309A (zh) * | 2013-10-22 | 2014-02-05 | 赵静 | 一种基于生物表面活性剂的水锁伤害处理剂及其制备方法 |
| CN103740353A (zh) * | 2013-12-16 | 2014-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合解堵剂及致密砂岩油藏压裂投产水平井复合解堵方法 |
| CN105754569A (zh) * | 2014-12-16 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法 |
| CN104863553A (zh) * | 2015-04-23 | 2015-08-26 | 赵金树 | 一种解除气井水锁新方法 |
| CN105255466A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井用缓速解堵剂及解堵方法 |
| CN105255467A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-01-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于致密砂岩油藏的复合解堵剂 |
| CN105295879A (zh) * | 2015-10-28 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于酸敏储层的油井缓速解堵剂 |
| CN108102623A (zh) * | 2017-12-26 | 2018-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高效深层解堵剂 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 钟新荣等: "低渗透气藏水锁效应研究进展", 《特种油气藏》 * |
| 马洪兴等: "低渗透砂岩油藏水锁伤害研究", 《石油钻采工艺》 * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111978933A (zh) * | 2019-05-21 | 2020-11-24 | 中石化南京化工研究院有限公司 | 一种油田用防水锁组合物及其应用 |
| CN111978933B (zh) * | 2019-05-21 | 2022-09-09 | 中石化南京化工研究院有限公司 | 一种油田用防水锁组合物及其应用 |
| CN111778006A (zh) * | 2020-07-28 | 2020-10-16 | 西安通源正合石油工程有限公司 | 气井综合治理强化采气材料及其制备方法 |
| CN112430458A (zh) * | 2020-12-03 | 2021-03-02 | 成都欣明化工有限公司 | 气井储层解水锁剂 |
| CN115637141A (zh) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法 |
| CN115637141B (zh) * | 2021-07-20 | 2023-08-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法 |
| CN115405255A (zh) * | 2022-08-23 | 2022-11-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于高含水气井的相转化控堵水采气方法 |
| CN115405255B (zh) * | 2022-08-23 | 2024-04-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于高含水气井的相转化控堵水采气方法 |
| CN116564436A (zh) * | 2023-05-24 | 2023-08-08 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用 |
| CN116591649A (zh) * | 2023-05-24 | 2023-08-15 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用 |
| CN116564436B (zh) * | 2023-05-24 | 2023-11-21 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用 |
| CN116591649B (zh) * | 2023-05-24 | 2023-11-21 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109181669A (zh) | 一种解除储层水锁、堵塞的配套药剂及工艺 | |
| US8567503B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
| US9969928B2 (en) | Surfactant formulations and associated methods for reduced and delayed adsorption of the surfactant | |
| US8567504B2 (en) | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage | |
| US6569814B1 (en) | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion | |
| US8207094B2 (en) | Wellbore treatment compositions containing foam extenders and methods of use thereof | |
| RU2307144C2 (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
| CN111534290B (zh) | 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 | |
| CA2541870C (en) | Methods of fracturing a subterranean formation using a ph dependent foamed fracturing fluid | |
| CN101362942B (zh) | 一种应用于油田低渗透储层的地层疏通剂 | |
| EP1443089A1 (en) | Acid diverting system containing quaternary amine | |
| US20010047868A1 (en) | Well completion clean-up fluids and method for cleaning-up drilling and completion filtercakes | |
| CN106281288A (zh) | 一种低渗透储层注水井用降压增注剂及其制备方法 | |
| US20190010384A1 (en) | Peroxide Containing Formation Conditioning and Pressure Generating Composition and Method | |
| CN115539008A (zh) | 一种高温碳酸盐岩储层深部酸化方法 | |
| EP2158289B1 (en) | Methods for stimulating oil or gas production | |
| US20170210968A1 (en) | Reservoir treatment fluid | |
| CA3001565C (en) | Methods of acidizing subterranean formations | |
| US8969263B2 (en) | Treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a polymer including a silicone and amine group | |
| Ibrahimov et al. | " LIQUIPERFPRO" REAGENT FOR INCREASING THE PERMEABİLİTY OF THE WELL BOTTOM HOLE ZONE | |
| CN117866605A (zh) | 一种提高缝洞型油藏采收率的泡沫体系及其制备方法 | |
| He | Effect of Hydrolysis on the Properties of a New Viscoelastic Surfactant-Based Acid | |
| Tang et al. | Study and application of weak gel using for an offshore oilfield | |
| CN108533212A (zh) | 天然气井修井用绒囊压井液内封堵隔离地层方法 | |
| CN107841295A (zh) | 一种耐高温钻井液发泡剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20190111 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |