RU2162517C1 - Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils - Google Patents
Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162517C1 RU2162517C1 RU99111938A RU99111938A RU2162517C1 RU 2162517 C1 RU2162517 C1 RU 2162517C1 RU 99111938 A RU99111938 A RU 99111938A RU 99111938 A RU99111938 A RU 99111938A RU 2162517 C1 RU2162517 C1 RU 2162517C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- tar
- products
- olefins
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон добывающих скважин, в которых снизился дебит нефти за счет кольматации глинистыми частицами и отложениями асфальтеносмолопарафиновых компонентов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for processing bottom-hole zones of production wells, in which oil production has decreased due to mudding by clay particles and deposits of asphaltene-tar-paraffin components.
Известны способы обработки призабойной зоны добывающих скважин нефтяными растворителями (Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем // Нефтепромысловое дело. N 9. С.8-9; Зарипов И.З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования // Нефтепромысловое дело. - 1981. N 6. С. 31-32). Known methods for treating the bottom-hole zone of producing wells with oil solvents (Zaripov I.Z., Mustafin G.G., Yusupov I.G., Goryunov V.A. Treatment of the bottom-hole zone of the formation with a heated solvent // Oilfield business.
Недостатки данных способов заключаются в том, что используется легкий растворитель с плотностью 0,69 г/см3 и низким содержанием ароматических углеводородов (3,5%), а это будет приводить к внутрипластовой деасфальтизации нефтей, содержащих большое количество асфальтенов. Применение легких растворителей увеличивает пожаро- и взрывоопасность при проведении промысловых работ, особенно в летнее время, т.к. предложенный легкий растворитель имеет низкую температуру вспышки (- 15oC). Кроме того, успешность обработки призабойной зоны добывающих скважин легким растворителем составляет всего 50%.The disadvantages of these methods are that they use a light solvent with a density of 0.69 g / cm 3 and a low content of aromatic hydrocarbons (3.5%), and this will lead to in-situ deasphalting of oils containing a large amount of asphaltenes. The use of light solvents increases the fire and explosion hazard during field operations, especially in the summer, as the proposed light solvent has a low flash point (-15 o C). In addition, the success of processing the bottom-hole zone of production wells with a light solvent is only 50%.
Наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому способу является технология обработки скважин алкилзамещенными ароматическими растворителями с последующей закачкой щелочного раствора (Комисаров А.И., Моллаев Р. Х. , Яровой В.А. Обработка глубоких скважин органическими растворителями // Нефтяное хозяйство. - 1988. -N 10. - С.41-45). Недостатки данной технологии заключаются в том, что используются щелочные растворы очень высокой концентрации (38-45%) и нет полного выноса продуктов реагирования при запуске скважины в эксплуатацию. The closest in technological essence to the proposed method is the technology of treating wells with alkyl-substituted aromatic solvents followed by injection of an alkaline solution (Komisarov A.I., Mollaev R. Kh., Yarovoy V.A. Treatment of deep wells with organic solvents // Oil industry. - 1988 .-
Известно, что снижение проницаемости призабойных зон скважин происходит уже в процессе бурения. При бурении скважин происходит поглощение пластом промывочных жидкостей, что является причиной кольматации порового пространства прифильтровой зоны глинистыми коллоидно-дисперсными частицами, часто с добавлением полимера, что приводит к снижению производительности скважин. Состав кольматирующих глинистых и глинисто-полимерных образований определяется как составом промывочных жидкостей, так и естественным глинистым раствором, образующимся в результате разбуривания глинистых пород. Гидравлическая прокачка скважин после их бурения и проведение соляно-кислотной обработки часто не дают положительного результата, поскольку не обеспечивают полного удаления кольматирующих образований из прифильтровой зоны. It is known that a decrease in the permeability of bottom-hole zones of wells occurs already during drilling. When drilling wells, the formation absorbs washing fluids, which causes the pore space of the filter zone to become clogged with clay colloid-dispersed particles, often with the addition of polymer, which reduces the productivity of the wells. The composition of clogging clay and clay-polymer formations is determined by both the composition of the washing fluids and the natural clay solution resulting from the drilling of clay rocks. Hydraulic pumping of wells after drilling and carrying out hydrochloric acid treatment often does not give a positive result, since they do not provide complete removal of clogging formations from the prefiltered zone.
Для борьбы с этим негативным явлением разработана технология декольматации или разглинизации скважины. Механизм декольматации осуществляется в несколько стадий: приведение в контакт декольматирующего раствора с обрабатываемой поверхностью породы, сопровождающееся смачиванием ее, взаимодействие реагентов разглинизации с кольматирующим образованием, удаление кольматирующих веществ с поверхности породы и переведение их в объем декольматирующей системы, удержание частиц кольматирующего вещества во взвешенном состоянии с целью предупреждения вторичного осаждения на подвергаемой декольматации поверхности, удаление декольматирующего состава. To combat this negative phenomenon, a technology has been developed for decolmatization or wedging of the well. The mechanism of decolmatization is carried out in several stages: bringing the decolming solution into contact with the treated rock surface, accompanied by wetting it, the interaction of the wedging reagents with the clogging formation, removing the clogging substances from the rock surface and transferring them to the volume of the decolming system, keeping the particles of the clogging substance in suspension with the purpose of preventing secondary deposition on the surface being decolmated, the removal of decolming composition.
Известно, что снижение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации скважины и связано с кольматацией порового пространства асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Концентрирование АСПО происходит в основном из-за изменения термодинамических условий при движении нефти от забоя добывающей скважины по лифту и далее по системе сбора и транспорта. Решающую роль при этом играет понижение температуры нефти до температуры насыщения ее парафином и ниже, что вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, образование центров кристаллизации и рост кристаллов с упорядоченным расположением молекул. Для борьбы с АСПО применяют механические, тепловые, физические и химические способы. При химическом способе предотвращают и удаляют отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта, применяя химические продукты. It is known that a decrease in the permeability of the bottom-hole zone also occurs during the operation of the well and is associated with the clogging of the pore space with asphaltene-tar-paraffin deposits (paraffin deposits). The concentration of paraffin deposits occurs mainly due to changes in the thermodynamic conditions during the movement of oil from the bottom of the producing well through the elevator and further along the collection and transport system. The decisive role in this is played by lowering the oil temperature to the temperature of saturation with paraffin and lower, which causes a change in the state of aggregation of the components, the formation of crystallization centers and the growth of crystals with an ordered arrangement of molecules. To combat paraffin, mechanical, thermal, physical and chemical methods are used. In the chemical method, paraffin deposits are prevented and removed in oilfield equipment and in the bottomhole formation zone using chemical products.
Механизм действия химпродуктов, предназначенных для удаления из призабойной зоны скважины, глубинного и наземного оборудования осадков, представленных преимущественно АСПО, заключается в основном в растворении или диспергировании и их отмыве. The mechanism of action of chemical products designed to remove sediments from the bottomhole zone of the well, downhole and ground equipment, mainly represented by paraffin deposits, consists mainly in dissolving or dispersing and washing them.
При длительной эксплуатации в призабойной зоне скважин образуется очень сложная смесь твердых отложений, представленная, как правило, глинистыми компонентами и АСПО. During long-term operation in the near-well zone of the wells, a very complex mixture of solid deposits is formed, which is usually represented by clay components and paraffin deposits.
Совместное комбинированное воздействие растворителями и щелочными агентами на тяжелое углеводородное сырье, находящееся в пластовых условиях, даст синергетический эффект, что позволит значительно повысить эффективность работ по интенсификации добычи высоковязких нефтей и природных битумов (ПБ). Для усиления воздействия химреагентов при реализации способа осуществляется дополнительная обработка призабойной зоны в импульсном низкочастотном репрессионно-депрессионном режиме. Комбинированное воздействие химических реагентов и низкочастотных упругих колебаний и перепадов, направленных из пласта в скважину, приводит к разупрочнению кольматирующего материала, глинистых включений и очистке поровых каналов коллектора, инициирует фильтрацию флюидов в низкопроницаемых пропластках и зонах, устраняет блокирующее действие остаточных фаз нефти, газа и воды. The combined combined effect of solvents and alkaline agents on heavy hydrocarbon feedstocks under reservoir conditions will give a synergistic effect, which will significantly increase the efficiency of efforts to intensify the production of highly viscous oils and natural bitumen (PB). To enhance the effect of chemicals during the implementation of the method, additional processing of the bottom-hole zone is performed in a pulsed low-frequency repression-depression mode. The combined effect of chemicals and low-frequency elastic vibrations and drops directed from the formation to the well leads to softening of the clogging material, clay inclusions and cleaning of the pore channels of the reservoir, initiates fluid filtration in low-permeability layers and zones, eliminates the blocking effect of the residual phases of oil, gas and water .
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и ПБ, и увеличение их дебита. The objective of the invention is to increase the efficiency of processing bottom-hole zones of wells that produce heavy oil and PB, and increase their flow rate.
Поставленная задача достигается тем, что в качестве углеводородной жидкости используют смесь легкой смолы пиролиза (ЛСП) или продуктов на ее основе и α- олефинов в объемном соотношении 9:1 - 1:9, а щелочной раствор применяют с массовой долей щелочного компонента 1-2%. Кроме того, закачку углеводородной жидкости, щелочного раствора и вынос продуктов растворения и реагирования осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме с частотой 1 - 400 Гц. The problem is achieved in that a mixture of light pyrolysis resin (LSP) or products based on it and α-olefins in a volume ratio of 9: 1 - 1: 9 is used as a hydrocarbon liquid, and an alkaline solution is used with a mass fraction of alkaline component 1-2 % In addition, the injection of hydrocarbon liquid, alkaline solution and removal of the products of dissolution and reaction is carried out in a repression-depression wave mode with a frequency of 1 - 400 Hz.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе, то есть о соответствии заявляемого решения критерию "существенные отличия". Analysis of known similar solutions allows us to conclude that there are no signs in them that are similar to differing signs in the claimed method, that is, on the compliance of the proposed solutions to the criterion of "significant differences".
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. В призабойную зону скважины закачивают растворитель (в предлагаемом способе это смесь ЛСП и α- олефинов). Закачку растворителя осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. Смесь ЛСП и α- олефинов готовят заранее, для этого можно использовать стандартное промысловое оборудование, например агрегат ЦА-320. Закачиваемую смесь (растворитель) продавливают в пласт буферной жидкостью, например безводной нефтью, и выдерживают в призабойной зоне в течение не менее 24 ч. После этого скважину ставят на промывку, которую также осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. После выноса продуктов растворения (АСПО) проводят закачку щелочного реагента в репрессионно-волновом режиме. Закачиваемый щелочной раствор продавливают в пласт буферной жидкостью, например пресной водой, и выдерживают в призабойной зоне в течение не менее 24 ч. Вынос продуктов реагирования и промывку скважины осуществляют в репрессионно-депрессионном волновом режиме. После чего скважину запускают в работу. The proposed method is as follows. Solvent is pumped into the bottomhole zone of the well (in the proposed method, it is a mixture of LSP and α-olefins). The injection of solvent is carried out in a repression-depression wave mode. A mixture of LSP and α-olefins is prepared in advance, for this you can use standard field equipment, for example, the CA-320 unit. The injected mixture (solvent) is pushed into the reservoir with a buffer liquid, for example, anhydrous oil, and kept in the bottom-hole zone for at least 24 hours. After that, the well is put to flushing, which is also carried out in a repression-depression wave mode. After removal of the dissolution products (AFS), the alkaline reagent is pumped in the repression wave mode. The injected alkaline solution is pushed into the reservoir with a buffer fluid, for example fresh water, and kept in the bottomhole zone for at least 24 hours. The removal of the reaction products and the washing of the well are carried out in a repression-depression wave mode. After that, the well is put into operation.
В качестве углеводородной жидкости берут смесь, состоящую из ЛСП (ТУ 38.103360-87) или продуктов на ее основе (СНПХ 7р-14 ТУ 39-65765670-ОП-2002-94; Е-3 ТУ 88.402-62-144-93 и др.) и α- олефинов. α- олефины это жидкость желтовато-зеленоватого цвета, с плотностью 760 г/см3 при 20oC, выкипающая в пределах 90 - 250oC. α- олефины - отходы производства полиэтилена, а также могут быть получены пиролизом полиэтиленовых отходов и содержат смесь индивидуальных α- олефинов с числом атомов углерода C6 - C24.A mixture consisting of LSP (TU 38.103360-87) or products based on it (SNPKh 7r-14 TU 39-65765670-OP-2002-94; E-3 TU 88.402-62-144-93 and others .) and α-olefins. α-olefins is a yellowish-greenish liquid with a density of 760 g / cm 3 at 20 o C, boiling in the range of 90 - 250 o C. α-olefins are waste from the production of polyethylene, and can also be obtained by pyrolysis of polyethylene waste and contain a mixture individual α-olefins with the number of carbon atoms C 6 - C 24 .
Растворяющую способность предлагаемой углеводородной жидкости определяли по следующей методике. Для испытания 5 г АСПО одного из месторождений Республики Татарстан помещали в корзинку из металлической сетки, выдерживали в 50 г испытуемого растворителя при определенной температуре в течение 3 ч (при перемешивании). Растворяющую способность рассчитывали по потере массы образца АСПО в кг на м3 растворителя. Результаты исследований представлены в табл. 1, из которой следует, что при объемном соотношении ЛСП и α- олефинов в пределах 9:1 - 1:9 наблюдается максимальная растворяющая способность предлагаемой углеводородной жидкости.The solvent capacity of the proposed hydrocarbon liquid was determined by the following method. For testing, 5 g of ARPD in one of the deposits of the Republic of Tatarstan was placed in a metal mesh basket, kept in 50 g of the tested solvent at a certain temperature for 3 hours (with stirring). Solubility was calculated by the weight loss of the paraffin sample in kg per m 3 of solvent. The research results are presented in table. 1, from which it follows that when the volume ratio of LSP and α-olefins is in the range of 9: 1 to 1: 9, the maximum dissolving ability of the proposed hydrocarbon liquid is observed.
В лабораторных условиях на линейных моделях исследовалась также эффективность увеличения проницаемости пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Модель пласта готовили следующим образом. В металлическую трубу длиной 0,5 м и внутренним диаметром 5 см набивали кварцевый песок, а один конец модели набивали кварцевым песком с примесью мелкодисперсной глины (10% длины модели). Таким способом имитировали кольматацию призабойной зоны скважины глинистыми отложениями. Дальнейшую подготовку модели проводили в следующей последовательности: вакуумирование, насыщение пластовой водой, закачка нефти, закачка нефти с повышенным содержанием АСПО. Закачку нефти с АСПО проводили также на 10% длины модели пласта. На каждом этапе подготовки модели определяли фильтрационные характеристики до постоянной скорости фильтрации закачиваемых реагентов. In laboratory conditions, linear models were also used to study the effectiveness of increasing the permeability of a formation complicated by clay deposits and paraffin deposits. The reservoir model was prepared as follows. Quartz sand was filled into a metal pipe 0.5 m long and 5 cm in inner diameter, and one end of the model was filled with quartz sand mixed with finely dispersed clay (10% of the model length). In this way, the mudding of the bottom-hole zone of the well was simulated by clay deposits. Further model preparation was carried out in the following sequence: evacuation, formation water saturation, oil injection, oil injection with a high content of paraffin deposits. Oil injection with paraffin deposits was also carried out at 10% of the reservoir model length. At each stage of model preparation, filtration characteristics were determined up to a constant filtration rate of injected reagents.
Проведенные исследования на моделях пласта при закачке углеводородной жидкости и щелочных растворов репрессионно-депрессионном волновом режиме в области частот 1 - 600 Гц показали наилучшие результаты в диапазоне 1 - 400 Гц. Поэтому следующую серию опытов проводили при частоте 300 Гц и при объемном соотношении ЛСП и α- олефинов 5:5 по следующей схеме: закачка углеводородной жидкости в репрессионно-депрессионном режиме на 10% длины модели пласта, выдержка в течение 24 ч; вытеснение продуктов растворения в репрессионно-депрессионном режиме; закачка щелочного реагента с массовой долей щелочного реагента 0-5% в репрессионно-депрессионном режиме на 10% длины модели пласта, выдерживание в течение 24 ч; вытеснение продуктов реагирования в репрессионно- депрессионном режиме. После вытеснения продуктов растворения и после вытеснения продуктов реагирования щелочного раствора определяют увеличение проницаемости. Результаты этих экспериментов представлены в табл. 2, из которой видно, что наилучшие результаты получены при использовании щелочного реагента с массовой долей 1-2%. Studies on reservoir models during the injection of hydrocarbon fluids and alkaline solutions by the repression-depression wave regime in the frequency range 1 - 600 Hz showed the best results in the range 1 - 400 Hz. Therefore, the following series of experiments was carried out at a frequency of 300 Hz and with a volume ratio of LSP and α-olefins of 5: 5 according to the following scheme: injection of hydrocarbon fluid in the repression-depression mode at 10% of the length of the reservoir model, holding for 24 hours; displacement of dissolution products in the repression-depression mode; injection of an alkaline reagent with a mass fraction of an alkaline reagent of 0-5% in the repression-depression mode for 10% of the length of the reservoir model, keeping for 24 hours; displacement of reaction products in the repression-depression mode. After displacement of the dissolution products and after displacement of the reaction products of the alkaline solution, the increase in permeability is determined. The results of these experiments are presented in table. 2, which shows that the best results were obtained using an alkaline reagent with a mass fraction of 1-2%.
При выборе того или иного реагента по предлагаемому способу тщательно проводят анализ пластовых вод в районе скважин, намечаемых под обработку. Это связано с тем, что в случае большой минерализации пластовых вод и низких значений pH будут образовываться нерастворимые осадки карбонатов, силикатов, фосфатов или гели кремниевой кислоты. В этом случае применяемые щелочные реагенты будут срабатываться без действия эффекта и даже уменьшать проницаемость призабойной зоны скважины. When choosing one or another reagent according to the proposed method, the analysis of produced water is carefully carried out in the area of the wells planned for treatment. This is due to the fact that in the case of large mineralization of formation water and low pH values, insoluble precipitates of carbonates, silicates, phosphates or silicic acid gels will form. In this case, the used alkaline reagents will be triggered without the action of the effect and even reduce the permeability of the bottomhole zone of the well.
Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с существующими способами более высокую эффективность обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, за счет увеличения проницаемости обрабатываемого интервала нефтяного пласта, осложненного глинистыми отложениями и АСПО. Обработка призабойной зоны скважин по предлагаемому способу обеспечивает повышение дебита нефти на 25-50%. Предлагаемый способ исключает затраты на применение специального оборудования для закачки углеводородных жидкостей и щелочных реагентов. Using the proposed method provides, in comparison with existing methods, higher efficiency of processing the bottom-hole zone of wells producing heavy oils and natural bitumen by increasing the permeability of the treated interval of the oil reservoir, complicated by clay deposits and paraffin deposits. The treatment of the bottom-hole zone of the wells by the proposed method provides an increase in oil production by 25-50%. The proposed method eliminates the cost of using special equipment for pumping hydrocarbon liquids and alkaline reagents.
Источники информации
1. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем /И.З.Зарипов, Г. Г. Мустафин, И.Г. Юсупов, В.А. Горюнов // Нефтепромысловое дело. - 1979. N 9. С. 8-9.Sources of information
1. Treatment of the bottomhole formation zone with a heated solvent / I.Z. Zaripov, G. G. Mustafin, I. G. Yusupov, V.A. Goryunov // Oilfield business. - 1979. N 9.P. 8-9.
2. Зарипов И. З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования //Нефтепромысловое дело. -1981. N 6. С.31-32. 2. Zaripov I.Z., Sivukhin A.A., Ivanov A.I. The treatment of the bottom-hole zone of the layers of producing wells with a solvent without lifting the underground equipment // Oilfield business. -1981.
3. Комисаров А.И., Моллаев Р.Х., Яровой В.А. Обработка глубоких скважин органическими растворителями // Нефтяное хозяйство. - 1988. N 10. С.42-45. 3. Komisarov A.I., Mollaev R.Kh., Yarovoy V.A. Processing of deep wells with organic solvents // Oil industry. - 1988.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111938A RU2162517C1 (en) | 1999-06-01 | 1999-06-01 | Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111938A RU2162517C1 (en) | 1999-06-01 | 1999-06-01 | Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2162517C1 true RU2162517C1 (en) | 2001-01-27 |
Family
ID=20220856
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99111938A RU2162517C1 (en) | 1999-06-01 | 1999-06-01 | Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2162517C1 (en) |
-
1999
- 1999-06-01 RU RU99111938A patent/RU2162517C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КОМИССАРОВ А.И. и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями, ж. "Нефтяное хозяйство", 1988, N 10, с.41-45. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6234183B1 (en) | Method for removing deposits comprising heavy hydrocarbonaceous materials and finely divided inorganic materials from a flow line using a surfactant composition | |
| US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
| US6110885A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
| NO176936B (en) | Method of treating an underground formation containing fine particles with an organosilicon compound | |
| US9556717B2 (en) | Non-aqueous hydrocarbon recovery | |
| US4156463A (en) | Viscous oil recovery method | |
| Al-Taq et al. | Maintaining Injectivity of Disposal Wells: From Water Quality to Formation Permeability | |
| US9068446B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation and transport of heavy and extra heavy oil wells | |
| US20170233636A1 (en) | Emulsion of green solvent and acid for scale removal in immature shale plays | |
| CA3012433C (en) | Improved performance non-emulsifiers that employ branched alcohols and a new high-solvency carrier oil | |
| RU2162517C1 (en) | Method of treating bottom zones of wells producing heavy and dead oils | |
| RU2181832C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent | |
| US20220106864A1 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| Fu et al. | Formation damage problems associated with CO2 flooding | |
| RU2166624C2 (en) | Method of treatment of bottom-holes of wells producing heavy oils and native bitumens | |
| US9109443B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation of heavy and extra heavy oil wells | |
| RU2178070C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zones of wells producing heavy oils and native bitumens | |
| WO1999041342A1 (en) | Surfactant composition and methods for cleaning wellbore and oil field surfaces | |
| RU2203409C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
| US3693719A (en) | Process for paraffin removal from hydrocarbon-bearing formations | |
| RU2721673C1 (en) | Method of complex hydrogen thermobarochemical treatment of productive formation | |
| RU2153533C1 (en) | Method for physico-chemically assisted microbiological stimulation of oil stratum | |
| US20230148311A1 (en) | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090602 |