RU2100587C1 - Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone - Google Patents
Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2100587C1 RU2100587C1 RU96101722/03A RU96101722A RU2100587C1 RU 2100587 C1 RU2100587 C1 RU 2100587C1 RU 96101722/03 A RU96101722/03 A RU 96101722/03A RU 96101722 A RU96101722 A RU 96101722A RU 2100587 C1 RU2100587 C1 RU 2100587C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- formation
- formation zone
- acid treatment
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для кислотной обработки пласта и может быть использовано для обработки терригенных коллекторов с карбонатными включениями в призабойной зоне, для освоения скважин. The invention relates to the oil industry, in particular, to compositions for acid treatment of the formation and can be used to treat terrigenous reservoirs with carbonate inclusions in the bottomhole zone, for well development.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий кислотный раствор и стабилизатор осадкообразования (Назаров Р.Р. Саушин А.З. и др. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин. Обзорная информация, ВНИИГазпром, вып. 11, 1989, с.3). Недостатком его является малый ассортимент компонентов состава. A known composition for the acid treatment of the bottom-hole formation zone, including an acid solution and a sedimentation stabilizer (Nazarov R.R. Saushin A.Z. et al. Prevention of the formation of secondary sediments during acid treatment of wells. Overview, VNIIGazprom,
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного пласта, содержащий соляную кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество, ацетон и воду (авт. св. N 1513131, E 21 B 43/27, 1989). Однако известный состав имеет невысокую эффективность при обработке призабойной зоны, обладает высокой скоростью растворения карбонатов. A known composition for the acid treatment of the bottom zone of a carbonate formation containing hydrochloric acid, a nonionic surfactant, acetone and water (ed. St. N 1513131, E 21
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной и плавиковой кислот, водорастворимые алифатические спирты или гликоли или глицерин и щелок черный моносульфитный (патент РФ - 1833459, E 21 B 43/27, 1993). The closest in technical essence and the achieved result is a composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone, containing an aqueous solution of hydrochloric and hydrofluoric acids, water-soluble aliphatic alcohols or glycols or glycerin and black monosulfite liquor (RF patent - 1833459, E 21
Недостатками данного состава являются:
недостаточная эффективность при обработке призабойной зоны из-за высокой скорости растворения карбонатов;
отсутствие эффекта при обработке терригенных коллекторов.The disadvantages of this composition are:
insufficient efficiency when processing the bottom-hole zone due to the high dissolution rate of carbonates;
lack of effect when processing terrigenous reservoirs.
В основу изобретения положена задача создать эффективный состав для комплексной обработки призабойной зоны пласта, сложенной терригенными коллекторами с карбонатными включениями. The basis of the invention is the task of creating an effective composition for the integrated treatment of the bottomhole formation zone, folded by terrigenous reservoirs with carbonate inclusions.
Поставленная задача решается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий галоидводородную кислоту и растворитель, дополнительно содержит ингибитор коррозии, фосфоновую кислоту и/или оксиэтилированное неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас. The problem is solved in that the composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone, containing hydrohalic acid and a solvent, further comprises a corrosion inhibitor, phosphonic acid and / or an ethoxylated nonionic surfactant in the following ratio of components, wt.
Галоидводородная кислота 8-75
Ингибитор коррозии 0,5-2,0
Фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0
Растворитель Остальное
В качестве галоидводородной кислоты используют соляную кислоту по ТУ 6-01-714-77, или в смеси с плавиковой кислотой по ТУ 48-5-184-78, ГОСТ 2567-73, или смесь этих кислот по ТУ 6-01-14-78-88.Hydrochloric acid 8-75
Corrosion Inhibitor 0.5-2.0
Phosphonic acid and / or nonionic hydroxyethylated surfactant 0.5-2.0
Solvent Else
As hydrohalic acid, hydrochloric acid is used according to TU 6-01-714-77, or mixed with hydrofluoric acid according to TU 48-5-184-78, GOST 2567-73, or a mixture of these acids according to TU 6-01-14- 78-88.
Соляная и плавиковая кислоты растворяют и диспергируют карбонатные и глинистые составляющие породы пласта. Hydrochloric and hydrofluoric acids dissolve and disperse the carbonate and clay constituents of the formation rock.
В качестве ингибитора коррозии используют ингибиторы: КИ-1 катионное поверхностно-активное вещество, действующим началом которого является катапин продукт взаимодействия хлорметильных производных ароматических углеводородов с пиридином (ТУ 6-01-4689387-34-90); СНПХ-6501 раствор кубового остатка производства n-фенетидина в спирто-альдегидной фракции со стадии очистки этанола (ТУ 39-05765670-ОП-216-95); СНПХ-6502 раствор кубового остатка производства сантохина (6-этокси-2,2,4-триметил-1,2-дигидрохинолина) в спиртовом растворителе (ТУ 39-05765670-ОП-216-95). The following inhibitors are used as a corrosion inhibitor: KI-1 cationic surfactant, the active principle of which is catapine, the product of the interaction of chloromethyl derivatives of aromatic hydrocarbons with pyridine (TU 6-01-4689387-34-90); SNPCH-6501 solution of the bottom residue of n-phenetidine production in the alcohol-aldehyde fraction from the ethanol purification step (TU 39-05765670-OP-216-95); SNPCH-6502 solution of bottoms from the production of Santokhin (6-ethoxy-2,2,4-trimethyl-1,2-dihydroquinoline) in an alcohol solvent (TU 39-05765670-OP-216-95).
Введение ингибитора коррозии позволяет предотвратить вредное воздействие кислот на нефтепромысловое оборудование. The introduction of a corrosion inhibitor prevents the harmful effects of acids on oilfield equipment.
В качестве фосфоновой кислоты используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 6-09-5065-82, ТУ 6-09-5283-86, оксиэтилендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) по ТУ 6-02-1215-81. As phosphonic acid, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF) is used according to TU 6-09-5065-82, TU 6-09-5283-86, hydroxyethylene diphosphonic acid (OEDP) according to TU 6-02-1215-81.
Введение НТФ или ОЭДФ позволяет избежать загрязнения пласта вторичными осадками, образующимися в ходе обработки призабойной зоны. The introduction of NTF or OEDF avoids contamination of the formation with secondary sediments formed during the treatment of the bottom-hole zone.
В качестве неионогенных оксиэтилированных ПАВ используют:
оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена - неонолы АФ 9-6, АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91;
оксифос Б по ТУ 6-02-1177-79;
фосфенокс Н-12 фторорганическое ПАВ по ТУ 6-00-5763445-13-89.As nonionic hydroxyethylated surfactants use:
ethoxylated monoalkylphenols based on propylene trimers - neonols AF 9-6, AF9-12 according to TU 38.507-63-171-91;
oxyphos B according to TU 6-02-1177-79;
phosphenox N-12 organofluorine surfactant according to TU 6-00-5763445-13-89.
Введение неионогенного оксиэтилированного ПАВ позволяет:
снизить скорость взаимодействия состава с карбонатной породой;
отмыть и диспергировать асфальтосмолопарафиновый отложения, образующиеся в ходе эксплуатации пласта;
способствовать диспергированию глинистых компонентов в составе;
исключить вероятность образования нефтекислотных эмульсий.The introduction of nonionic hydroxyethylated surfactants allows you to:
reduce the rate of interaction of the composition with carbonate rock;
to wash and disperse asphalt-resin-paraffin deposits formed during the operation of the formation;
contribute to the dispersion of clay components in the composition;
exclude the possibility of the formation of oil acid emulsions.
В качестве растворителя используют:
водорастворимые спирты, такие как метанол по ГОСТ 2222-78, этанол по ГОСТ 18300-87;
спиртосодержащие отходы производств, например, спиртовую (этанольную) фракцию; метанольную фракцию по СТП 145-95; спиртово-альдегидную фракцию);
ацетон по ГОСТ 2603-79.As a solvent, use:
water-soluble alcohols, such as methanol according to GOST 2222-78, ethanol according to GOST 18300-87;
alcohol-containing industrial wastes, for example, alcohol (ethanol) fraction; methanol fraction according to STP 145-95; alcohol-aldehyde fraction);
acetone according to GOST 2603-79.
Введение в состав растворителя способствует гомогенизации и стабилизации состава, а также удалению спирторастворимых асфальтенов, смол и привнесенных в скважину химических продуктов. Introduction to the composition of the solvent promotes homogenization and stabilization of the composition, as well as the removal of alcohol-soluble asphaltenes, resins and chemical products introduced into the well.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно комплексно воздействовать на призабойную зону пласта, сложенного терригенными коллекторами с карбонатными включениями, обводненного пресной или минерализованной водой, с небольшим содержанием остаточной нефти. A new set of claimed essential features allows us to obtain a new technical result, namely, to comprehensively affect the bottom-hole zone of the formation, composed of terrigenous reservoirs with carbonate inclusions, flooded with fresh or mineralized water, with a small content of residual oil.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при обработке призабойной зоны пласта не известно, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the well-known solutions selected in the search process showed that it is not known in the science and technology of an object similar to the claimed combination of essential features and having high performance when processing the bottom-hole formation zone, which allows us to conclude that the invention meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.
Состав может быть приготовлен в условиях промышленного предприятия или на устье скважины путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов. The composition can be prepared in an industrial plant or at the wellhead by sequentially dosing and mixing the components.
Для доказательства соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" приводятся конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности обработки призабойной зоны с использованием предлагаемого и известного составов. To prove compliance of the invention with the criterion of "industrial applicability", specific examples of preparation of the composition and determination of the effectiveness of processing the bottom-hole zone using the proposed and known compositions are given.
Оценку эффективности составов проверяют в лабораторных условиях по скорости растворения мрамора и по изменению фильтрационного сопротивления пласта. The evaluation of the effectiveness of the compositions is checked in laboratory conditions by the rate of dissolution of marble and by the change in the filtration resistance of the formation.
Скорость растворения мрамора определяют по методике, описанной в книге М.Кристиан и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М. Недра, 1985, с.55. Площадь кубика мрамора равна S 9± 0,5 см2. Расчет производят по формуле:
где m масса кубика до опыта, г
m1 масса кубика после опыта, г
t время реакции, ч.The rate of dissolution of marble is determined by the method described in the book by M. Christian and others. Increase in productivity and injectivity of wells. M. Nedra, 1985, p. 55. The area of the marble cube is
where m is the mass of the cube before the experiment, g
m 1 mass of cube after the experiment, g
t reaction time, h
Результаты исследований приведены в табл. 1. The research results are given in table. one.
Составы готовят следующим образом. The compositions are prepared as follows.
Пример 1. В круглодонную четырехгорлую колбу, снабженную мешалкой, капельной воронкой, термометром и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, поочередно добавляют 8 г соляной кислоты 25%-ной концентрации, 1,0 г ингибитора коррозии КИ-1, 0,5 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты и 90,5 г растворителя отхода производства этилового спирта спиртовой фракции. Каждый последующий компонент добавляют только после тщательного перемешивания предыдущего компонента. Скорость растворения мрамора 433,4 г/м2•ч (см. табл. 1, пример 1).Example 1. In a round-bottomed four-necked flask equipped with a stirrer, dropping funnel, thermometer and reflux condenser connected to a water trap, 8 g of hydrochloric acid of 25% concentration, 1.0 g of KI-1 corrosion inhibitor, 0.5 g of nitrilotrimethylphosphonic acid are alternately added. acid and 90.5 g of a solvent for the production of ethyl alcohol of the alcohol fraction. Each subsequent component is added only after thorough mixing of the previous component. The dissolution rate of marble 433.4 g / m 2 • h (see table. 1, example 1).
Пример 2 осуществляют аналогичным образом, варьируя компоненты и их содержание. Аналогично готовят составы (см. табл. 1, примеры 2, 5, 6, 9, 10, 24-27, 34, 35, 38). Example 2 is carried out in a similar manner, varying the components and their content. The compositions are prepared in a similar manner (see Table 1, examples 2, 5, 6, 9, 10, 24-27, 34, 35, 38).
Пример 3. В четырехгорлую колбу с мешалкой, капельной воронкой и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, поочередно наливают 30 г 25% -ной соляной кислоты, затем при перемешивании добавляют 1,5 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 1,0 г ОЭДФ, 0,5 г неонола АФ9-6, и 67,0 г спиртово-альдегидной фракции. Смесь тщательно перемешивают. Example 3. In a four-necked flask with a stirrer, a dropping funnel and a reflux condenser connected to a water lock, 30 g of 25% hydrochloric acid are poured alternately, then 1.5 g of the KI-1 corrosion inhibitor are added with stirring, then 1.0 g of HEDP , 0.5 g of neonol AF9-6, and 67.0 g of alcohol-aldehyde fraction. The mixture is thoroughly mixed.
Примеры 4, 7, 8, 11 23, 28 33, 36, 37, 39 выполняют аналогично примеру 3, варьируя компоненты и их содержание. Examples 4, 7, 8, 11 23, 28 33, 36, 37, 39 are performed analogously to example 3, varying the components and their content.
Пример 11. В четырехгорлую колбу с мешалкой, капельной воронкой и обратным холодильником, соединенным с гидрозатвором, помещают 8 г соляной кислоты 25% -ной концентрации, добавляют при перемешивании 0,5 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 0,5 г фосфенокса и 91,0 г метанола. Смесь тщательно перемешивают. Example 11. In a four-necked flask with a stirrer, a dropping funnel and a reflux condenser connected to a water lock, 8 g of hydrochloric acid of 25% concentration is placed, 0.5 g of KI-1 corrosion inhibitor is added with stirring, then 0.5 g of phosphenox and 91.0 g of methanol. The mixture is thoroughly mixed.
Примеры 28, 30, 32, 33 выполняют аналогично примеру 11, изменяя качественно и количественно состав компонентов. Examples 28, 30, 32, 33 are performed analogously to example 11, changing the composition of the components qualitatively and quantitatively.
Примеры 40 43 (прототип). Examples 40 to 43 (prototype).
К 22,5 г щелока прибавляют 7,5 г метанола и перемешивают в течение 1 мин. Затем при постоянном перемешивании прибавляют 61,5 г соляной кислоты 25% -ной концентрации и 7,5 г плавиковой кислоты 5%-ной концентрации и перемешивают в течение 1 мин до получения гомогенного состава. Полученный состав охлаждают до 20oC и подвергают испытаниям. При воздействии состава на кубик мрамора скорость его растворения 1177,3 г/м2•ч (см. табл. 1, пример 40).7.5 g of methanol are added to 22.5 g of liquor and stirred for 1 minute. Then, with constant stirring, 61.5 g of hydrochloric acid of 25% concentration and 7.5 g of hydrofluoric acid of 5% concentration are added and stirred for 1 min until a homogeneous composition is obtained. The resulting composition is cooled to 20 o C and subjected to tests. When the composition is affected by a marble cube, its dissolution rate is 1177.3 g / m 2 • h (see table 1, example 40).
Как видно из данных, приведенных в табл. 1, предлагаемый состав обладает более низкой скоростью растворения в отношении карбонатов, скорость растворения понижается с 1174,3 2067,1 г/м2•ч до 131,4 674,5 г/м2•ч.As can be seen from the data given in table. 1, the proposed composition has a lower dissolution rate in relation to carbonates, the dissolution rate decreases from 1174.3 2067.1 g / m 2 • h to 131.4 674.5 g / m 2 • h.
Данные по скорости растворения кубиков из терригенной породы приведены в табл. 1, примеры 29, 35, 36. Data on the rate of dissolution of cubes from terrigenous rocks are given in table. 1, examples 29, 35, 36.
По методике, приведенной выше, определяют стабильность состава по отношению к выпадению хлорного железа в виде гидроокиси. В предлагаемых кислотных составах образцы мрамора оставались чистыми. By the methodology above, determine the stability of the composition with respect to the precipitation of ferric chloride in the form of hydroxide. In the proposed acid compositions, the marble samples remained clean.
Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик пласта при использовании предлагаемого и известного составов проводят на насыпных линейных моделях длиной 4 см и диаметром 1,6 см, заполненных кварцевым песком в чистом виде и с добавлением измельченного экстрагированного керна из карбонатного продуктивного горизонта. В начале модель насыщают водой, затем испытываемым составом. В другом варианте перед закачкой испытываемого состава проводят вытеснение воды нефтью. Затем вытесняют состав до установившегося фиксированного значения сопротивления пористой среды. Рассчитывают величину фильтрационного сопротивления среды до и после ввода состава по формуле
где К1в(н) и К2в(н) проницаемость пористой среды по воде или нефти до и после воздействия на пласт, мкм2.Experiments on studying the filtration characteristics of the formation using the proposed and known compositions are carried out on bulk
where K 1B (n) and K 2B (n) the permeability of the porous medium in water or oil before and after exposure to the formation, μm 2 .
Результаты исследований приведены в табл. 2. The research results are given in table. 2.
Для испытаний эффективности в модель пласта заканчивают предлагаемый состав под номером 6 (см. табл. 1). Пористой средой служит образец из карбонатной породы. Фильтрационное сопротивление уменьшается на 100% (см. табл. 2, опыт 3). To test the effectiveness of the reservoir model complete the proposed structure at number 6 (see table. 1). The porous medium is a sample of carbonate rock. Filtration resistance is reduced by 100% (see table. 2, experiment 3).
В табл. 2 приведены данные по изменению фильтрационного сопротивления пласта с использованием предлагаемого состава с содержанием различных компонентов и известного состава. In the table. 2 shows data on the change in the filtration resistance of the formation using the proposed composition with the content of various components and known composition.
Приведенные в табл. 2 данные свидетельствуют о том, что использование предлагаемого состава позволяет проводить глубокую кислотную обработку призабойной зоны пласта, сложенного как карбонатными породами, так и терригенными. Given in the table. 2 data indicate that the use of the proposed composition allows for deep acid treatment of the bottomhole formation zone, composed of both carbonate rocks and terrigenous.
Предлагаемый состав по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
уменьшает скорость растворения породы, слагающей призабойную зону пласта;
уменьшается фильтрационное сопротивление пористой среды призабойной зоны пласта;
утилизируются крупнотоннажные отходы производства;
улучшаются технологические характеристики операции по ОПЗ за счет применения состава комплексного действия.The proposed composition in comparison with the known has the following technical and economic advantages:
reduces the rate of dissolution of the rock composing the bottomhole formation zone;
decreases the filtration resistance of the porous medium of the bottomhole formation zone;
large-tonnage production waste is disposed of;
the technological characteristics of the SCR operation are improved through the use of complex action composition.
Claims (1)
Ингибитор коррозии 0,5 2,0
Фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5 2,0
Растворитель ОстальноеоHydrochloric acid 8 75
Corrosion Inhibitor 0.5 2.0
Phosphonic acid and / or nonionic hydroxyethylated surfactant 0.5 2.0
Thinner Remaining
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101722/03A RU2100587C1 (en) | 1996-01-29 | 1996-01-29 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96101722/03A RU2100587C1 (en) | 1996-01-29 | 1996-01-29 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2100587C1 true RU2100587C1 (en) | 1997-12-27 |
| RU96101722A RU96101722A (en) | 1998-01-27 |
Family
ID=20176305
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96101722/03A RU2100587C1 (en) | 1996-01-29 | 1996-01-29 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2100587C1 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (en) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Acidic surfactant for treating well bottom zone |
| RU2519139C2 (en) * | 2012-07-27 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of reservoir of oil well |
| RU2545582C1 (en) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2618789C2 (en) * | 2010-12-17 | 2017-05-11 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Special liquid containing chelating agent for carbonate formations treatment |
| RU2620685C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment |
| RU2627787C2 (en) * | 2010-12-17 | 2017-08-11 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Method and liquid for improvement of permeability of sandstone formations by chelating agent |
| US10294412B2 (en) | 2010-12-17 | 2019-05-21 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs |
| US10301534B2 (en) | 2010-12-17 | 2019-05-28 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Treatment of illitic formations using a chelating agent |
-
1996
- 1996-01-29 RU RU96101722/03A patent/RU2100587C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, авторское свидетельство, 1833459, кл. E 21 B 43/27, 1993. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (en) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Acidic surfactant for treating well bottom zone |
| RU2618789C2 (en) * | 2010-12-17 | 2017-05-11 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Special liquid containing chelating agent for carbonate formations treatment |
| RU2627787C2 (en) * | 2010-12-17 | 2017-08-11 | Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. | Method and liquid for improvement of permeability of sandstone formations by chelating agent |
| US10294412B2 (en) | 2010-12-17 | 2019-05-21 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs |
| US10301534B2 (en) | 2010-12-17 | 2019-05-28 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Treatment of illitic formations using a chelating agent |
| RU2519139C2 (en) * | 2012-07-27 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of reservoir of oil well |
| RU2561106C2 (en) * | 2013-11-15 | 2015-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственая фирма "ТехноФтор" | Bottom hole acidising composition (versions) |
| RU2545582C1 (en) * | 2014-02-19 | 2015-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Девон" | Composition and method for acid processing of bottom hole formation zone |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2620685C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2131972C1 (en) | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone | |
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| RU2249682C2 (en) | Method for enhancing penetrability of underground oil-bearing formation | |
| AU2012203555B2 (en) | Method for determining spatial distribution and concentration of a component in a pore volume of a porous material | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
| US2689230A (en) | Acidizing wells | |
| RU2523276C1 (en) | Acidising composition for bottomhole formation zone | |
| RU2242605C1 (en) | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of the bottom zone of formation | |
| RU2717851C1 (en) | Reagent composition for dissolving sulfate colmatant | |
| RU2386666C1 (en) | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs | |
| RU2174594C1 (en) | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| RU2244816C1 (en) | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of bottom area of formation | |
| RU2744899C1 (en) | Acid composition for treatment of terrigenous reservoirs (versions) | |
| RU2110679C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole zones of injection and producing wells | |
| RU2188843C1 (en) | Process fluid for perforation and killing of wells | |
| RU2752461C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of collectors | |
| RU2124123C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of oil bed | |
| RU2540742C1 (en) | Hydrophobic micellar acid-based compound for killing, development and completion of producing strata drilled with use of non-aqueous based muds | |
| RU2704167C1 (en) | Hydrochloric acid composition for treatment and clay cake removal of bottomhole formation zone | |
| RU2109937C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom hole zone of injection and producing wells | |
| RU2723426C1 (en) | Composition for removing deposits of complex mineral-organic nature formed in a well during extraction of hydrocarbon or mineral resources |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20051004 |
|
| QZ4A | Changes in the licence of a patent |
Effective date: 20051004 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20090306 |