RU2013142098A - Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ - Google Patents
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013142098A RU2013142098A RU2013142098/03A RU2013142098A RU2013142098A RU 2013142098 A RU2013142098 A RU 2013142098A RU 2013142098/03 A RU2013142098/03 A RU 2013142098/03A RU 2013142098 A RU2013142098 A RU 2013142098A RU 2013142098 A RU2013142098 A RU 2013142098A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- amine
- based surfactant
- aqueous liquid
- dispersed
- Prior art date
Links
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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- 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
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
1. Способ, включающийвытеснение первого флюида на углеводородной основе в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом; иконтактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида,где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где, по меньшей мере, 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть чего-либо из обломков выбуренной породы, фильтрационной корки или их комбинации, которые присутствуют в стволе скважине, перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что необсаженный интервал ствола скважины находится ниже верхнего обсаженного интервала ствола скважины.4. Способ по �
Claims (20)
1. Способ, включающий
вытеснение первого флюида на углеводородной основе в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом; и
контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида,
где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где, по меньшей мере, 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть чего-либо из обломков выбуренной породы, фильтрационной корки или их комбинации, которые присутствуют в стволе скважине, перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что необсаженный интервал ствола скважины находится ниже верхнего обсаженного интервала ствола скважины.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает позиционирование узла заканчивания в необсаженном интервале в присутствии первого флюида, второго флюида или третьего флюида.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно включает вытеснение третьего флюида флюидом для заканчивания скважины.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно включает вытеснение флюида на углеводородной основе, находящегося выше необсаженного интервала ствола скважины, флюидом для заканчивания скважины.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый флюид включает маслянистую жидкость, которая является такой же, как маслянистая жидкость, присутствующая во втором флюиде.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для протонирования, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида составляет, по меньшей мере, 24 часа.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что природный пластовый флюид содержит растворенный диоксид углерода, сероводород или их комбинацию.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:
где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации; и
где a+b больше чем или равно 2.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид имеет плотность выше чем или равную приблизительно 1617,3 кг/м3.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость второго флюида выше, чем вязкость третьего флюида.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% по объему маслянистой жидкости.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что маслянистая жидкость является выбранной из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, синтетического масла и их комбинаций.
15. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% водной жидкости.
16. Способ по п.1, отличающийся тем, что водной жидкостью является вода, морская вода, рассол, содержащий органические или неорганические растворенные соли или их комбинация.
17. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина является диэтоксилированным таловым амином; диэтоксилированным соевым амином; N-алкил-1,3-диаминопропаном, где алкил является от C12 до C22 углеводородом; или их комбинацией, содержащей от 2 до 30 молей этиленоксида.
18. Система для обработки подземной скважины, включающая:
первый кислоторастворимый обратимый инвертный эмульсионный флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование первого кислоторастворимого инвертного эмульсионного флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина в первом кислоторастворимом инвертном эмульсионном флюиде, чтобы образовать второй флюид на основе эмульсии «масло в воде», включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где, по меньшей мере, 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют в первом флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.
19. Система для обработки подземной скважины по п.18, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:
где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации; и
где a+b больше чем или равно 2.
20. Флюид, включающий:
обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во флюиде, чтобы образовать второй флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где, по меньшей мере, 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:
где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации; и
где a+b больше чем или равно 2.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161443131P | 2011-02-15 | 2011-02-15 | |
US61/443,131 | 2011-02-15 | ||
US13/396,243 | 2012-02-14 | ||
US13/396,243 US9045675B2 (en) | 2011-02-15 | 2012-02-14 | Non-aqueous, acid soluble, high-density completion fluids and process |
PCT/US2012/025192 WO2012112651A2 (en) | 2011-02-15 | 2012-02-15 | Non-aqueous, acid soluble, high-density completion fluids and process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013142098A true RU2013142098A (ru) | 2015-03-27 |
RU2547187C1 RU2547187C1 (ru) | 2015-04-10 |
Family
ID=46673141
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013142098/03A RU2547187C1 (ru) | 2011-02-15 | 2012-02-15 | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9045675B2 (ru) |
EP (1) | EP2675865A4 (ru) |
AU (1) | AU2012217766B2 (ru) |
MX (1) | MX2013009402A (ru) |
RU (1) | RU2547187C1 (ru) |
WO (1) | WO2012112651A2 (ru) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2017139601A1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-17 | Dover Chemical Corporation | Coiled-tubing fluid-lubricant composition and related methods |
US11639461B2 (en) * | 2016-02-19 | 2023-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Reversible oil-based mud |
BR112018073092B1 (pt) | 2016-06-16 | 2022-09-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Sistema de perfuração de eletroesmagamento e método para perfurar um furo de poço em uma formação de rocha |
US10435610B2 (en) * | 2016-06-16 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
US10717915B2 (en) | 2016-06-16 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
EP3436542A4 (en) * | 2016-06-16 | 2019-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | DRILLING FLUID FOR ELECTRIC CUTTING DRILLING IN A DRILLING HOLE |
CN110872498B (zh) * | 2018-08-30 | 2021-11-02 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种生物质合成基钻井液及其制备方法 |
CN110129018A (zh) * | 2019-05-07 | 2019-08-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种用于稠油井的非酸解堵剂及其制备方法 |
RU2738055C1 (ru) * | 2020-03-05 | 2020-12-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Вэл Инжиниринг" | Технологическая жидкость для очистки призабойной зоны пласта, ствола скважины, внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, внутрискважинных фильтров |
Family Cites Families (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4575428A (en) | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Milchem Incorporated | Invert emulsion drilling fluid comprising oligamide composition |
RU2062142C1 (ru) | 1994-03-11 | 1996-06-20 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Эмульгатор инвертных эмульсий |
US6806233B2 (en) | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
US5888944A (en) | 1996-08-02 | 1999-03-30 | Mi L.L.C. | Oil-based drilling fluid |
US5905061A (en) | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
US6218342B1 (en) | 1996-08-02 | 2001-04-17 | M-I Llc | Oil-based drilling fluid |
US7262152B2 (en) | 2002-01-09 | 2007-08-28 | M-I L.L.C. | Reversible emulsions stabilized by amphiphilic polymers and application to drilling fluid |
US6631764B2 (en) | 2000-02-17 | 2003-10-14 | Schlumberger Technology Corporation | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids |
RU2176261C1 (ru) | 2000-05-15 | 2001-11-27 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Облегченная инвертная дисперсия |
US6499546B1 (en) | 2001-07-20 | 2002-12-31 | M-I, L.L.C. | Buffered well fluids |
US7125826B2 (en) | 2001-09-14 | 2006-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using invertible oil external-water internal fluids in subterranean applications |
US6608006B2 (en) | 2001-09-14 | 2003-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids |
US6978838B2 (en) | 2002-07-19 | 2005-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method for removing filter cake from injection wells |
US7972997B2 (en) | 2002-09-20 | 2011-07-05 | M-I L.L.C. | Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker |
US7273866B2 (en) | 2002-12-20 | 2007-09-25 | Bristol-Myers Squibb Company | 2-aryl thiazole derivatives as KCNQ modulators |
EP1783188A1 (en) | 2003-01-24 | 2007-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Invertible well bore servicing fluid field of the invention |
DE602004006515T2 (de) | 2003-02-03 | 2007-09-06 | M-I L.L.C., Houston | Verzögertes phasenwechsel-additiv für inverte emulsions bohrflüssigkeiten |
CN1788066A (zh) | 2003-05-13 | 2006-06-14 | 普拉德研究及发展公司 | 预防或处理井漏的油井处理方法 |
US7222672B2 (en) | 2004-01-16 | 2007-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids containing additives for removing a filter cake and methods of using the same |
US7188676B2 (en) * | 2004-09-02 | 2007-03-13 | Bj Services Company | Method for displacing oil base drilling muds and/or residues from oil base drilling mud using water-in-oil emulsion |
US20060223714A1 (en) | 2005-04-05 | 2006-10-05 | M-L L.L.C. | Invert emulsion based completion and displacement fluid and method of use |
US8105989B2 (en) | 2005-04-05 | 2012-01-31 | M-I L.L.C. | Water based completion and displacement fluid and method of use |
GB0601961D0 (en) | 2006-01-31 | 2006-03-15 | Bp Exploration Operating | Method |
US7727938B2 (en) | 2006-06-09 | 2010-06-01 | M-I L.L.C. | Non-aqueous gels for consolidating and stabilizing wellbore formations |
US7998908B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control and well cleanup methods |
WO2009006326A2 (en) | 2007-07-02 | 2009-01-08 | M-I Llc | Gravel-packing carrier fluid with internal breaker |
RU2359005C2 (ru) | 2007-08-02 | 2009-06-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Состав для изоляции притока пластовых вод в скважине |
EP2075302A1 (en) | 2007-10-09 | 2009-07-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
AU2008331603B2 (en) | 2007-11-30 | 2012-03-15 | M-I Llc | Breaker fluids and methods of using the same |
EA021338B1 (ru) | 2009-01-15 | 2015-05-29 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Моющие средства для очистки ствола скважины и способы их использования |
BRPI1011435A2 (pt) | 2009-05-08 | 2016-03-15 | Mi Llc | fluidos transportadores de pasta de cascalho |
WO2010148226A2 (en) | 2009-06-17 | 2010-12-23 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control |
US8162056B2 (en) | 2009-06-17 | 2012-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
US9493697B2 (en) | 2010-06-30 | 2016-11-15 | M-I L.L.C. | Breaker and displacement fluid |
-
2012
- 2012-02-14 US US13/396,243 patent/US9045675B2/en active Active
- 2012-02-15 WO PCT/US2012/025192 patent/WO2012112651A2/en active Application Filing
- 2012-02-15 EP EP12746999.7A patent/EP2675865A4/en not_active Withdrawn
- 2012-02-15 MX MX2013009402A patent/MX2013009402A/es not_active Application Discontinuation
- 2012-02-15 RU RU2013142098/03A patent/RU2547187C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-02-15 AU AU2012217766A patent/AU2012217766B2/en not_active Ceased
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9045675B2 (en) | 2015-06-02 |
EP2675865A4 (en) | 2014-07-16 |
US20120220501A1 (en) | 2012-08-30 |
AU2012217766B2 (en) | 2015-04-16 |
WO2012112651A2 (en) | 2012-08-23 |
MX2013009402A (es) | 2013-11-22 |
RU2547187C1 (ru) | 2015-04-10 |
AU2012217766A1 (en) | 2013-09-05 |
EP2675865A2 (en) | 2013-12-25 |
WO2012112651A3 (en) | 2012-12-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2013142098A (ru) | Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ | |
US11168244B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
CA2937762C (en) | Viscosifier polymer for treatment of a subterranean formation | |
CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
RU2015104863A (ru) | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов | |
RU2017130862A (ru) | Пенное удаление жидкости с применением эфирсульфонатов спиртов | |
AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
MX2019014431A (es) | Método de producción de aceite mineral de depósitos subterráneos que tienen alta temperatura y salinidad. | |
US20150275068A1 (en) | Multicarboxylate Compositions And Method Of Making The Same | |
CA2964877C (en) | Cationic surfactants for scale inhibitor squeeze applications | |
WO2017099706A1 (en) | Demulsifier compositions for treatment of subterranean formations and produced oil | |
RU2770200C2 (ru) | Композиции для повышения нефтеотдачи | |
US11198811B2 (en) | Multifunctional friction reducers | |
EA200970766A1 (ru) | Способ повышения вязкости обратно-эмульсионных буровых растворов | |
CN105940080A (zh) | 用于提高原油产量的增产方法和系统 | |
US11643589B2 (en) | Methods and compositions for hydrocarbon recovery | |
WO2013138134A1 (en) | Oilfield chemicals with attached spin probes | |
CA2934792A1 (en) | Temperature-triggered viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
AU2014382640B2 (en) | Viscosifier for treatment of a subterranean formation | |
CN104968759A (zh) | 处理包含碳酸盐岩的含油地下地层的方法 | |
RU2017120311A (ru) | Способ увеличения смазочной способности скважинных флюидов | |
RU2013127147A (ru) | Полиэпигалогидриновые обратные деэмульгаторы | |
US20160068736A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160216 |