RU2247833C1 - Способ кислотной обработки продуктивного пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2247833C1 RU2247833C1 RU2003127194/03A RU2003127194A RU2247833C1 RU 2247833 C1 RU2247833 C1 RU 2247833C1 RU 2003127194/03 A RU2003127194/03 A RU 2003127194/03A RU 2003127194 A RU2003127194 A RU 2003127194A RU 2247833 C1 RU2247833 C1 RU 2247833C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inhibitor
- hydrochloric acid
- snpch
- acid
- foam
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта большой толщины в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД). Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа путем снижения интенсивности солянокислотной коррозии и увеличения степени охвата обработкой по толщине пласта. В способе кислотной обработки продуктивного пласта, включающем последовательную закачку пленкообразующей углеводородной жидкости и соляной кислоты с добавлением к ним ингибитора солянокислотной коррозии, в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, причем соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны пласта большой толщины в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД).
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора солянокислотной соли жирных аминов и кислоты, ингибированной солянокислотной солью жирных аминов (А.с. СССР №563485, 2 МКИ Е 21 В 43/27, опубл. 30.06.1977 в бюл. №24).
Данный способ предусматривает покрытие в процессе прокачки поверхности труб защитной пленкой буферной жидкости из смеси дизельного топлива с солянокислотной солью жирных аминов (АНП-2).
Однако это не позволяет достаточно эффективно снизить солянокислотную коррозию металла скважинного оборудования.
Недостатком известного способа также является низкая успешность кислотной обработки в условиях карбонатных коллекторов большой толщины, т.к. воздействию подвергаются преимущественно нижние высокопроницаемые интервалы, а верхние интервалы пласта остаются необработанными.
Наиболее близким к заявляемому по совокупности существенных признаков является способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующего раствора дизельного топлива с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии и соляной кислоты с ингибирующей добавкой солянокислотной коррозии, где в качестве ингибирующей добавки используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 на основе оксиалкилированных алкилфенолов в ароматическом растворителе (Патент РФ №2065950, 6 МПК Е 21 В 43/27, опубл. 27.08.1996 г.).
Хотя способ и предусматривает введение ингибирующей добавки солянокислотной коррозии - ингибитор СНПХ-7212, все же интенсивность коррозии металла остается достаточно высокой.
Недостатком известного способа также является низкая успешность кислотной обработки в условиях карбонатных коллекторов большой толщины из-за низкой степени охвата обработкой по толщине и зоне дренирования пласта в результате высокой скорости взаимодействия кислоты с карбонатной породой, что не позволяет вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков и тем самым повысить эффективность обработки.
При кислотных обработках продуктивного пласта большой толщины воздействию подвергаются преимущественно нижние высокопроницаемые интервалы. Верхние интервалы пласта при этом остаются необработанными, неосвоенными и в формировании дебита скважины не участвуют. Увеличение количества кислотных обработок и объемов кислотных растворов положительного результата не дает.
Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности способа путем снижения интенсивности солянокислотной коррозии и увеличения степени охвата обработкой по толщине пласта.
Поставленная задача в заявляемом способе кислотной обработки продуктивного пласта, включающем последовательную закачку пленкообразующей углеводородной жидкости и соляной кислоты с добавлением к ним ингибитора солянокислотной коррозии, решается за счет того, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, причем соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.
Отличием является то, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, а соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.
Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7920М предназначен для предотвращения парафиноотложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Наряду с этим СНПХ-7920М обладает свойствами ингибитора сероводородной коррозии и бактерицидными свойствами. Физико-химические свойства - это жидкость от желтого до коричневого цвета, массовая доля активной основы не менее 20%, температура застывания минус 40°С (ТУ 39-05765670-ОП-240-97).
Использование ингибитора парафиноотложений, например СНПХ-7212, в качестве ингибитора солянокислотной коррозии известно из патента РФ №2065950. Однако данный ингибитор не достаточно эффективно защищает скважинное оборудование от коррозии. Применение же ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в качестве ингибитора солянокислотной коррозии скважинного оборудования при кислотной обработке продуктивного пласта в доступных источниках информации не выявлено.
В заявляемом способе диспергирование газом раствора соляной кислоты с ингибитором СНПХ-7920М перед закачкой в НКТ обеспечивает образование стабильной пенной системы.
Авторами экспериментально установлено, что ингибитор СНПХ-7920М в составе диспергированного солянокислотного раствора проявляет себя еще и как замедлитель скорости реакции кислоты с карбонатной породой.
Замедление скорости реакции кислотного раствора с породой обеспечивает возможность доставки активной кислоты в более удаленную зону продуктивного пласта, тем самым увеличивая степень охвата вскрытой продуктивной толщины пласта за счет малой плотности пенной системы, ее повышенной вязкости и структурно-механических свойств.
Технический результат, получаемый от использования ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющего собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, в качестве ингибитора солянокислотной коррозии, выражается в усилении ингибирующего действия за счет того, что образующееся пленкозащитное покрытие существенно замедляет скорость реакции солянокислотного раствора с металлом.
Технический результат, получаемый от того, что перед закачкой соляную кислоту с добавкой ингибитора диспергируют газом до получения пены, состоит в получении стабильной пенной системы, позволяющей снизить скорость реакции кислоты с карбонатной породой и таким образом увеличить степень охвата кислотным воздействием как по толщине, так и по глубине продуктивного пласта.
Таким образом, отличительные признаки заявляемого способа обеспечивают усиление ингибирующего действия образующегося пленочного покрытия и увеличение степени охвата кислотным воздействием как по толщине, так и по глубине продуктивного пласта, чем и достигается повышение эффективности способа кислотной обработки продуктивного пласта в условиях АНПД.
В доступных источниках патентной и другой научно-технической информации сведений о технических решениях, содержащих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого изобретения и дающие аналогичный технический результат, не выявлено. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию “изобретательский уровень”.
Способ кислотной обработки продуктивного пласта реализуется следующим образом.
На устье скважины в отдельных емкостях готовят два раствора:
1 - пленкообразующий раствор в количестве 3-12 м3 путем смешения углеводородной жидкости (например, дизельного топлива или стабильного конденсата) с 0,03-0,12 м3 ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М;
2 - солянокислотный раствор из расчета 0,3-0,5 м3 на 1 м обрабатываемого пласта путем добавления и смешения в соляной кислоте 15% концентрации, уже ингибированной заводским ингибитором, ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,5-2,0 мас.%.
Затем насосным агрегатом в НКТ последовательно закачивают пленкообразующий и предварительно диспергированный газом солянокислотный растворы, содержащие в своем составе СНПХ-7920М.
Для диспергирования солянокислотного раствора используют природный газ из скважины-донора или азот из азотной установки. Степень газирования раствора регулируют и поддерживают в пределах 1-2 м3/м3 в пластовых условиях, а его расход составляет не менее 10-15 дм3/с.
Продавку диспергированного солянокислотного раствора осуществляют технической водой. После выдержки на реакцию в течение 2-6 часов скважину осваивают и пускают в работу с оценкой эффективности кислотной обработки.
При прокачке пленкообразующего раствора на внутренней поверхности НКТ образуется защитная пленка, которая значительно замедляет скорость реакции соляной кислоты с металлом.
Ингибирующая добавка СНПХ-7920М в соляную кислоту дополнительно усиливает защиту подземного оборудования скважины от коррозии.
Для подтверждения возможности осуществления способа проведены лабораторные исследования. При этом были использованы:
- соляная кислота (HCI), ингибированная заводским ингибитором коррозии, по ТУ 2458-264-05765670-99;
- ингибитор парафиноогложений СНПХ-7920М по ТУ 39-05765670-ОП-240-97;
- в качестве углеводородной жидкости - стабильный конденсат по ТУ 51-531-2002;
- ингибитор парафиноотложений СНПХ-7212 по ТУ 30-576565-7-023-84.
Скорость коррозии определяли на образцах из стали марки L-80. Отшлифованные и обезжиренные пластинки размером 40× 20× 2 мм взвешивали, вставляли в держатели и помещали в стаканы с солянокислотным раствором, объем которого брали из условия полного погружения пластинок. Опыты проводили с соляной кислотой 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.
Пример 1. При определении ингибирующего действия пленочного покрытия металлические пластинки предварительно опускали на 5 мин в 1% раствор ингибитора СНПХ-7920М в стабильном конденсате, вынимали и давали стечь излишкам раствора с поверхности пластинок. Затем опускали в ингибированную соляную кислоту с добавлением ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,5-2,0 мас.% (опыты 3-5 табл.1). По истечении 6 часов образцы вынимали, промывали в дистиллированной воде, кисточкой снимали с образцов рыхлые продукты коррозии, снова ополаскивали в дистиллированной воде, просушивали фильтровальной бумагой, протирали резинкой и ватой, смоченной ацетоном, просушивали и взвешивали. По потере массы с единицы поверхности пластинок в единицу времени определяли скорость коррозии. Опыты проводили при температуре 20 и 40°С. Были также исследованы составы: без ингибирующей добавки (опыт 2) и с добавкой ингибитора СНПХ-7212 (опыт 1). Результаты опытов приведены в таблице 1.
Анализ данных таблицы 1 показал, что ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М как ингибитор солянокислотной коррозии работает лучше, чем ингибитор СНПХ-7212, и его использование в составе пленкообразующего и солянокислотного растворов позволило снизить скорость коррозии по сравнению с известным ингибитором СНПХ-7212 в 1,5-3,5 раза.
Скорость реакции кислоты с породой определяли на образцах карбонатных пород в виде пластин размером 60× 25× 5 мм, отшлифованных, промытых и высушенных в сушильном шкафу до постоянного веса и с измеренной площадью поверхности. Опыты проводили с использованием соляной кислоты 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.
Пример 2. В приготовленные солянокислотные растворы с добавлением ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,25-2,25 маc.% опускали с полным погружением образцы карбонатной породы, подвешенные на медной проволоке, и выдерживали в течение 3 минут (опыты 2-6 табл.2). Затем образцы промывали дистиллированной водой для удаления продуктов реакции, опускали в раствор аммиака для нейтрализации остатков кислоты, снова промывали дистиллированной водой, промокали фильтровальной бумагой, просушивали и взвешивали. Также был проведен опыт с 0,5% добавкой ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 (опыт 1 табл.2). Опыты проводили при температуре 20°С. Результаты опытов приведены в таблице 2.
Анализ данных таблицы 2 показал, что оптимальная концентрация ингибитора СНПХ-7920М в составе солянокислотного раствора находится в пределах 0,5-2,0 мас.% (опыты 3-5). При этом скорость реакции соляной кислоты с породой снижается более чем в 1,7 раза, что позволяет значительно повысить эффективность способа кислотной обработки за счет проникновения активной кислоты вглубь пласта. При содержании ингибитора СНПХ-7920М 0,25 мас.% скорость растворения карбонатных пород снижается недостаточно (опыт 2 табл.2), а увеличение его содержания до 2,25 мас.% - экономически нецелесообразно (опыт 6 табл.2).
Степень охвата кислотной обработкой по толщине пласта зависит от пенообразующих свойств обрабатывающего раствора (стабильности и кратности пены). Опыты проводили с использованием соляной кислоты 15% концентрации, ингибированной в заводских условиях.
Пенообразующие свойства диспергированного солянокислотного раствора исследовали следующим образом.
Пример 3. В градуированную стеклянную трубку диаметром 40 мм, соединенную с фильтром Шотта №3, наливали 50 мл солянокислотного пенообразующего раствора, который готовили добавлением в раствор соляной кислоты 15% концентрации ингибитора парафиноотложений СНПХ-7920М в количестве 0,25-2,25 мас.% (опыты 3-8 табл.3).
С помощью редуктора из баллона со сжатым воздухом через фильтр Шотта №3 в трубку подавали воздух при перепаде давления 0,2 МПа. После перевода всего раствора в пену прекращали подачу воздуха и определяли кратность пены и время отделения из пены 70% объема жидкой фазы. Также был проведен опыт с добавкой ингибитора парафиноотложений СНПХ-7212 (опыт 1 табл.3).
Стабильность пены (S, с/см3) определяли по формуле:
где 35 - объем 70% жидкой фазы, мл;
t35 - время выделения 70% жидкой фазы, с.
Кратность пены определяли как отношение объема первоначально образовавшейся пены к объему пенообразующей солянокислотной жидкости.
Результаты исследований пенообразующих свойств кислотных растворов отражены в таблице 3.
В процессе реакции соляной кислоты с карбонатной породой происходит ее нейтрализация с образованием хлористого кальция (СаСl2). В связи с этим были проведены исследования по выявлению влияния хлористого кальция на пенообразующие характеристики. В опытах использовали 20% водный раствор хлористого кальция. Было установлено, что продукты реакции кислоты с карбонатной породой не только не ухудшают, но еще и улучшают стабильность пены (опыты 2, 9, 10 табл.3), причем в присутствии ингибитора СНПХ-7920М стабильность увеличивается более чем в 2 раза.
Таким образом, высокая стабильность 11,8-15,2 с/см3 и кратность пены, равная 10, дают возможность увеличить степень газирования дисперсной системы в пластовых условиях в 2,5 раза, что обеспечивает больший охват обработкой по толщине пласта (опыты 5-7 табл.3).
Предложенный способ кислотной обработки продуктивного пласта по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- стабильность пены возрастает в 2,8-3,6 раза;
- скорость растворения породы снижается более чем в 1,7 раза;
- снижается коррозионная активность применяемых рабочих составов;
- высокая стабильность пенной системы с использованием раствора хлористого кальция облегчает вынос продуктов реакции кислоты с породой при освоении скважины.
Предлагаемое техническое решение позволяет значительно увеличить степень охвата обработкой по толщине и глубине пласта, вовлечь в работу большее количество пластов и пропластков, увеличить зону дренирования скважины и тем самым повысить эффективность обработки.
| Таблица 1 | ||||||||||
| № п/п | Пленкообразующий раствор | Солянокислотный раствор, маc.% | Скорость коррозии стали марки L-80, г/м2* с при температуре, °C | |||||||
| У/в жидкость | Ингибирующая добавка | HCl | Ингибирующая добавка | 20 | 40 | |||||
| 1 | Стаб. конденсат | 1% СНПХ-7212 | 99,5 | 0,5%СНПХ-7212 | 1,40 | 4,20 | ||||
| 2 | Стаб. конденсат | 1% СНПХ-7920М | 100,0 | - | 0,86 | 3,1 | ||||
| 3 | Стаб. конденсат | 1% СНПХ-7920М | 99,5 | 0,5% СНПХ-7920М | 0,40 | 2,80 | ||||
| 4 | Стаб. конденсат | 1% СНПХ-7920М | 99,0 | 1,0% СНПХ-7920М | 0,26 | 1,45 | ||||
| 5 | Стаб. конденсат | 1% СНПХ-7920М | 98,0 | 2,0% СНПХ-7920М | 0,15 | 0,68 | ||||
| Таблица 2 | ||||||||||
| № опыта | Солянокислотный раствор, маc.% | Скорость растворения карбонатной породы (V), г/м2· с | ||||||||
| HCl | Ингибитор | |||||||||
| СНПХ-7920М | СНПХ-7212 | |||||||||
| Способ по прототипу | ||||||||||
| 1 | 99,50 | - | 0,50 | 7,35 | ||||||
| 2 | 99,75 | 0,25 | 6,12 | |||||||
| Заявляемый способ | ||||||||||
| 3 | 99,50 | 0,50 | - | 4,43 | ||||||
| 4 | 99,00 | 1,00 | - | 2.74 | ||||||
| 5 | 98,00 | 2,00 | - | 2,01 | ||||||
| 6 | 97,75 | 2,25 | - | 1,99 | ||||||
| Таблица 3 | ||||||
| № опыта | Соотношение ингредиентов маc.% | Стабильность пены, с/см3 | Кратность пены | |||
| HCl | СаСl2 | Ингибитор | ||||
| СНПХ-7920М | СНПХ-7212 | |||||
| Способ по прототипу | ||||||
| 1 | 99,50 | - | - | 0,50 | 4,2 | 4 |
| 2 | - | 99,50 | - | 0,50 | 6,1 | 6 |
| Заявляемый способ | ||||||
| 3 | 99,75 | - | 0,25 | - | 10,6 | 6 |
| 4 | 99,70 | - | 0,30 | - | 10,5 | 8 |
| 5 | 99,50 | - | 0,50 | - | 11,8 | 10 |
| 6 | 99,00 | - | 1,00 | - | 13,7 | 10 |
| 7 | 98,00 | - | 2,00 | - | 15,2 | 10 |
| 8 | 97,75 | - | 2,25 | - | 15,3 | 10 |
| 9 | - | 99,50 | 0,50 | - | 14,2 | 10 |
| 10 | - | 99,00 | 1,00 | - | 16,6 | 10 |
Claims (1)
- Способ кислотной обработки продуктивного пласта, включающий последовательную закачку пленкообразующей углеводородной жидкости и соляной кислоты с добавлением к ним ингибитора солянокислотной коррозии, отличающийся тем, что в качестве ингибитора солянокислотной коррозии используют ингибитор парафиноотложений СНПХ-7920М, представляющий собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ и ароматических растворителей, причем соляную кислоту с добавкой ингибитора перед закачкой диспергируют газом до получения пены.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127194/03A RU2247833C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003127194/03A RU2247833C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2247833C1 true RU2247833C1 (ru) | 2005-03-10 |
Family
ID=35364630
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003127194/03A RU2247833C1 (ru) | 2003-09-08 | 2003-09-08 | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2247833C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| RU2531983C1 (ru) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом |
| US9725643B2 (en) | 2012-04-27 | 2017-08-08 | Akzo Nobel Chemicals International, B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2716670C1 (ru) * | 2019-07-23 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки эффективности соляно-кислотной обработки скважины |
| RU2736755C2 (ru) * | 2015-09-03 | 2020-11-19 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Эмульсии, содержащие водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, и способы их получения и применения |
| US10954432B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents |
| US11692128B2 (en) | 2015-09-03 | 2023-07-04 | Schlumberget Technology Corporation | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using |
-
2003
- 2003-09-08 RU RU2003127194/03A patent/RU2247833C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451175C1 (ru) * | 2010-12-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) |
| US9725643B2 (en) | 2012-04-27 | 2017-08-08 | Akzo Nobel Chemicals International, B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2531983C1 (ru) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом |
| RU2736755C2 (ru) * | 2015-09-03 | 2020-11-19 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Эмульсии, содержащие водорастворимые агенты, замедляющие реакцию кислоты, и способы их получения и применения |
| US10954432B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents |
| US11091689B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsions containing water-soluble acid retarding agents and methods of making and using |
| US11692128B2 (en) | 2015-09-03 | 2023-07-04 | Schlumberget Technology Corporation | Diversion acid containing a water-soluble retarding agent and methods of making and using |
| RU2716670C1 (ru) * | 2019-07-23 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки эффективности соляно-кислотной обработки скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2351627C2 (ru) | Способ стимулирования добычи углеводородов и снижения уровня получения воды из подземной формации | |
| RU2410536C2 (ru) | Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации | |
| US6875728B2 (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| US20140190692A1 (en) | Production-treating chemicals added to polymer slurries used in treatment of oil and gas wells | |
| US2059459A (en) | Method of treating wells with acids | |
| RU2647529C2 (ru) | Алкилированные полиэфирамины в качестве стабилизирующих глину агентов | |
| AU2022201199A1 (en) | Lysine: hydrochloride synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US8772204B2 (en) | Fluorosurfactants and treatment fluids for reduction of water blocks, oil blocks, and/or gas condensates and associated methods | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2014193507A1 (en) | Branched emulsifier for high-temperature acidizing | |
| RU2247833C1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
| Altunina et al. | Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools | |
| US20140338913A1 (en) | Treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a weak base | |
| EA024652B1 (ru) | Биоцидная система и способы ее применения | |
| HUT72812A (en) | Stimulation of coalbed methane production | |
| CA2964623C (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2721149C2 (ru) | Гелеобразующие текучие среды и способы их применения | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2545582C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2077667C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| US3098038A (en) | Treatment of subsurface earth formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130909 |