RU2272904C1 - Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин - Google Patents
Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2272904C1 RU2272904C1 RU2004129513/03A RU2004129513A RU2272904C1 RU 2272904 C1 RU2272904 C1 RU 2272904C1 RU 2004129513/03 A RU2004129513/03 A RU 2004129513/03A RU 2004129513 A RU2004129513 A RU 2004129513A RU 2272904 C1 RU2272904 C1 RU 2272904C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- ammonium
- bifluoride
- composition
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Meat, Egg Or Seafood Products (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Chemical Treatment Of Metals (AREA)
- Food Preservation Except Freezing, Refrigeration, And Drying (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к кислотным обработкам терригенных коллекторов и разглинизациии пластов. Техническим результатом является термостабильность сухокислотного состава, который не образует осадков при смешении с пластовыми минерализованными водами, обладает низкой коррозионной активностью. Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин содержит фторид аммония, или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - производное фосфоновой кислоты и хлористый аммоний при следующем их количестве в водном растворе сухокислотного состава, мас.%: фторид аммония 0,56-18,50, бифторид аммония 0,43-14,25, бифторид-фторид аммония 0,51-17,00, сульфаминовая кислота в эквимолекулярном соотношении, указанный фосфоросодержащий комплексон 0,01-2,0, хлористый аммоний 0,1-3,0, вода остальное. 7 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках и разглинизации призабойной зоны скважин.
Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза [RU 2013528 С1, 03.07.1991].
Недостатком данного состава является то, что по мере нейтрализации кислот и повышении рН раствора в пласте возникает опасность образования гелеобразных осадков гидроокиси железа. Кроме того, рабочие составляющие компоненты состава - жидкости, что неудобно при его хранении и транспортировке на труднодоступные скважины.
Известен кислотный состав, содержащий бифторид аммония и сульфаминовую кислоту (В.П.Шалинов и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. Тематический научно-технический обзор. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с.36-37).
Недостатком данного состава является то, что при температуре 50°С начинается осаждение сульфатных осадков, образующихся в результате гидролиза сульфаминовой кислоты.
Известен кислотный состав, содержащий фториды аммония, сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного и водорастворимый ПАВ [RU 2101482 С1, 10.01.1998].
Однако и его термостойкость не превышает 85°С, что ограничивает возможность его использования для обработки высокотемпературных (свыше 90°С) терригенных коллекторов. Кроме того, недостатком данного состава является то, что при его смешении с пластовыми водами, содержащими соли калия, натрия и кальция, образуются твердые и гелеобразные осадки, что приводит к закупориванию поровых каналов и снижению эффективности кислотной обработки.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный состав для обработки терригенного коллектора, содержащий, мас.%: фторид аммония 0,56-18,50, или бифторид аммония 0,43-14,25, или бифторид-фторид аммония 0,51-17,0, сульфаминовую кислоту в количестве не более эквимолекулярного и лигносульфонаты в количестве 0,5-0,7 [RU 2182963 C1, 03.01.2002]. Недостатком данного состава также является его несовместимость с пластовыми водами, т.е. выпадение твердых и гелеобразных осадков при его смешении с минерализованными водами.
Целью настоящего изобретения является разработка термостабильного сухого кислотного состава, при смешении водного раствора которого с минерализованными пластовыми водами не образуется осадков.
Поставленная цель достигается тем, что предлагается сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин, содержащий фторид аммония, или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфороросодержащий комплексон - производное фосфоновой кислоты и хлористый аммоний при следующем их количестве в водном растворе сухокислотного состава, мас.%:
| фторид аммония | 0,56-18,50 |
| бифторид аммония | 0,43-14,25 |
| бифторид-фторид аммония | 0,51-17,00 |
| сульфаминовая кислота | в эквимолекулярном соотношении |
| указанный фосфоросодержащий комплексон | 0,01-2,0 |
| хлористый аммоний | 0,1-3,0 |
| вода | остальное |
В качестве фосфоросодержащих комплексонов используются производные фосфоновой кислоты, такие как оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ) и нитрилтриметилфосфоновая (НТФ) кислоты.
Фторид аммония представляет собой бесцветное кристаллическое вещество, плотность при 25°С 1010 кг/м3. Растворимость в воде при температуре 20°С 74 г/100 г. Выпускается по ГОСТ 4518-75.
Бифторид аммония представляет собой бесцветное кристаллическое вещество, плотность при 2525°С 1010 кг/м3. Растворимость в воде при температуре 20°С 39,8 г/100 г. Выпускается по ГОСТ 9546-75.
Бифторид-фторид аммония представляет собой смесь двойной соли бифторида аммония и фторида аммония.
Сульфаминовая кислота - бесцветное кристаллическое вещество, относится к сильным кислотам (константа диссоциации при 25°С 1,01·10-1). Растворимость сульфаминовой кислоты в воде при 20°С 14,7 г/100 г. Выпускается по ТУ 2121-400-05763441-2002.
Хлорид аммония - кристаллический порошок белого цвета. Растворимость в воде при 20°С 29,4 г/100 г. Выпускается по ГОСТ 3773-72.
Оксиэтилендифосфоновая кислота (ОЭДФ) - порошок от белого до серого цвета, хорошо растворимый в воде, используется по ТУ 2121-400-05763441-2002.
Основной рабочий компонент состава, растворяющий кварц, силикатный материал и каолин терригенного коллектора, фтористоводородная кислота, получается в результате реакции между компонентами при их растворении в воде по следующим уравнениям реакции:
При контакте фтористоводородной кислоты с пластовыми водами, содержащими ионы натрия и калия, образуются нерастворимые соли: гексафторисиликат натрия Na2SiF6 и калия К2SiF6 в виде гелеобразных осадков. При взаимодействии HF с водами, содержащими ионы кальция, образуется частично растворимый в воде фторсиликат кальция CaSiF6. Терригенный пласт может содержать небольшое количество карбонатной породы (до 10%), при взаимодействии которой с фтористоводородной кислотой образуется твердый осадок фторида кальция - CaF2.
В процессе эксплуатации скважин в пласт дополнительно привносится большое количество ионов железа с нагнетаемыми водами и при проведении солянокислотных обработок. Повышенное содержание железа в пласте и в соленых пластовых водах в ходе кислотной обработки приводит к образованию объемных гелеобразных осадков гидроокиси железа уже при достаточно низком значении рН (табл.1).
Осадки, образованные при смешении раствора фтористоводородной кислоты с солеными водами пласта и ее взаимодействии с кальцитовыми породами, закупоривают микроканалы порового пространства породы, снижая фильтрационные характеристики пласта или полностью блокируя обрабатываемую зону, что значительно ухудшает эффективность кислотной обработки.
С целью предотвращения образования осадков в кислотный состав вводятся фосфорсодержащие комплексоны и хлористый аммоний в количестве 0,01-2,0% мас. и 0,1-3,0% мас. соответственно.
Фосфоросодержащие комплексоны, производные фосфоновой кислоты - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) и нитрилтриметилфосфоновая кислота (НТФ) проявляют высокую специфичность взаимодействия с рядом важных катионов металлов. Так ОЭДФ содержит две, а НТФ четыре фосфоновые группы, способные к комплексообразованию в сильнокислой среде. Важно, что такие вещества связывают ионы железа в прочные растворимые комплексы, что предотвращает образование гелеобразных осадков гидроокиси железа. Кроме того, фосфоросодержащие комплексоны препятствуют зародышеобразованию в перенасыщенных растворах и способны эффективно тормозить процесс солеотложений.
Введение хлористого аммония в кислотный раствор препятствует осаждению фторсиликатов, связывая ионы металлов в растворе. Кроме того, хлорид аммония взаимодействует с карбонатом кальция по реакции
Растворение кальцитовой породы хлоридом аммония предотвращает образование фторидов кальция и способствует увеличению фильтрационных каналов, что повышает общий эффект кислотного воздействия.
Количество вводимых добавок - хлорида аммония и ОЭДФ определяется экспериментально в зависимости от типа и состава пластовых вод конкретного месторождения.
Совместимость кислотного состава с солеными водами оценивали визуально по качественному изучению осадкообразования при смешении состава с минерализованными водами. Признаком несовместимости состава с соленой водой является образование осадков. Выпадение осадков наблюдали через 24 часа после смешения состава с пластовыми водами. При изучении совместимости состава с солеными водами использовали модельные воды, содержащие ионы кальция и натрия по табл.2.
Результаты исследований представлены в табл.3.
Как видно из табл.3, предлагаемый состав (9-21) при контакте с солеными водами не образует осадков, в то время как состав по прототипу (1-8) при смешении с минерализованными водами образует гелеобразные осадки: фторсиликаты и фториды. В случае высокоминерализованных вод (260 г/л) необходимо введение в сухой кислотный состав большого количества комплексона (составы 11, 12, 14, 19 табл.3).
Выпадение ионов железа (III) в виде его гидроокиси изучали визуально. Мраморные кубики помещали в термостойкий фторопластовый сосуд, приливали 100 мл смеси соленой (модельной) воды, содержащей 80-300 мг/л ионов трехвалентного железа, и водного раствора сухого кислотного состава в соотношении 1:1. Реакционный сосуд помещали в водяную баню (температура = 60°С) на 1 ч. Стабильность раствора к выпадению железистых осадков оценивали после извлечения мраморных кубиков. О выпадении ионов железа на поверхности кубика свидетельствует красноватый сплошной налет. Результаты экспериментов приведены в табл.4. Из табл.4 видно, что предлагаемый состав стабилен к выпадению осадков гидроокиси железа по сравнению с прототипом, не содержащим комплексирующих агентов. При повышенном содержании ионов железа в раствор необходимо вводить большее количество комплексона (составы п.11, 12, 14, 16, 17, 19 по табл.3).
Содержание комплексонов варьируется в зависимости от свойств пластовых вод конкретных месторождений. Например, для Харампурского месторождения (Западная Сибирь) с минерализацией вод 20 г/л был подобран состав 10 (табл.3). Для Искринского месторождения (Татария) с минерализацией вод 190 г/л подобран состав 12 (табл.3).
Эффективность воздействия предлагаемого состава подтверждается лабораторными исследованиями, выполненными на фильтрационных установках с использованием насыпных линейных моделей кернов.
Насыпные модели представляют собой металлические трубки длиной 5-10 см и диаметром 3,0 см. При моделировании добывающей скважины керн заполняли смесью кварцевого песка фракции < 200 мкм, бентонитовой глины и карбоната в соотношении 45:45:10. Подготовленный керн насыщали под вакуумом керосином с замером начальной проницаемости, затем в прямом направлении прокачивали воду с минерализацией 40 г/л. При установившемся режиме течения определяли проницаемость керна после набухания глины. Проницаемость определяли по формуле (4)
где
k - проницаемость, мкм2;
μ - вязкость керосина, сП;
L - длина керна, см;
Q - заданный расход, см3/сек;
S - площадь керна, см2;
ΔР - перепад давления, атм.
После определения проницаемости через керн в направлении, обратном насыщению, прокачивали раствор сухого кислотного состава. Вытеснение рабочих жидкостей проводили керосином.
При установившемся режиме вновь определяли проницаемость по формуле (4). На основании рассчитанных проницаемостей определяли величину интенсификации по формуле (5)
где
k1 - подвижность пористой среды до обработки, мкм2;
k2 - подвижность пористой среды после обработки, мкм2.
Испытания проводили при температуре 90°С.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в табл.5.
При моделировании нагнетательной скважины определяли проницаемость по воде с минерализацией 40 г/л, испытания проводили при температуре 60°С. Расчет изменения проницаемости проводили по формулам (4, 5), как описано выше. Результаты фильтрационных экспериментов приведены в табл.6.
Из результатов опытов по определению фактора интенсификации, приведенных в таблицах 5 и 6, видно, что введение комплексирующих добавок приводит к некоторому увеличению коэффициента восстановления проницаемости керна, что можно объяснить частичным растворением силикатной породы оксиэтилидендифосфоновой кислотой и карбоната хлоридом аммония.
Дополнительно были проведены исследования коррозионной активности составов. Коррозионная активность составов проверялась по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при температуре 60°С и атмосферном давлении. Результаты исследований представлены в табл.7.
Анализ табл.7 позволяет сделать вывод о том, что введение добавок не повышает коррозионную активность состава по сравнению с прототипом.
Таким образом, результаты лабораторных исследований позволяют рекомендовать разработанный сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважины. Состав не образует осадков при смешении с пластовыми водами, обладает низкой коррозионной активностью и высокой интенсифицирующей способностью.
Источники информации
1. Патент РФ 2013528, кл. Е 21 В 43/27, опубл.1994.
2. Патент РФ 2101482, кл. Е 21 В 43/27, опубл.1998.
3. Патент РФ 2182963, кл. Е 21 В 43/27, опубл.2002.
4. В.П.Шалинов и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. Тематический научно-технический обхор. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с.36-37.
5. У.З.Ражетдинов и др. Применение бифторид-фторид аммония для обработки скважин. - Нефтяное хозяйство, 1984, №4, с.19-21.
| Таблица 1 | ||||
| № | Гидроокись | Значение рН | ||
| Начало осаждения при исходной концентрации осаждаемого иона | Полное осаждение | |||
| 1 М | 0,01 М | |||
| 1 | Fe(ОН)3 | 1,5 | 2,3 | 4,1 |
| 2 | Fe(OH)2 | 6,5 | 7,5 | 9,7 |
| Таблица 2 | ||||||
| № | Соль | Минерализация вод, г/л | ||||
| 15 | 40 | 60 | 110 | 260 | ||
| 1 | NaCl | 12,3 | 30,7 | 45 | 90 | 90 |
| 2 | CaCl2 | 2,7 | 9,3 | 15 | 20 | 170 |
| Таблица 3 | ||||||||||
| № | Содержание в водном растворе, мас.% | Содержание HF в водном растворе, % | Минерализация вод, г/л | Образование осадка | ||||||
| БФА | ФА | СК* | ХА | ОЭДФ | Вода** | |||||
| 1 | прототип | 0,56 | 1,46 | 98,2 | 0,3 | 15 | Осадок обр. | |||
| 2 | прототип | 0,56 | 1,46 | 98,2 | 0,3 | 110 | Осадок обр. | |||
| 3 | прототип | 1,0 | 1,7 | 97,3 | 0,7 | 15 | Осадок обр. | |||
| 4 | прототип | 1,0 | 1.7 | 97,3 | 0,7 | 110 | Осадок обр. | |||
| 5 | прототип | 3,0 | 5,1 | 91,9 | 2,1 | 15 | Осадок обр. | |||
| 6 | прототип | 3,0 | 5,1 | 91,9 | 2,1 | 60 | Осадок обр. | |||
| 7 | прототип | 3,0 | 5.1 | 91,9 | 2,1 | 110 | Осадок обр. | |||
| 8 | прототип | 3,0 | 5,1 | 91,9 | 2,1 | 260 | Осадок обр. | |||
| 9 | заявляемый | 3,0 | 5,1 | 3,0 | 0,01 | 88,89 | 2,1 | 15 | Осадок не обр. | |
| 10 | заявляемый | 3,0 | 5,1 | 0,5 | 0,5 | 88,9 | 2,1 | 60 | Осадок не обр. | |
| 11 | заявляемый | 3,0 | 5,1 | 0,5 | 1,0 | 90,4 | 2,1 | 110 | Осадок не обр. | |
| 12 | заявляемый | 3,0 | 5,1 | 0,5 | 2,0 | 89,4 | 2,1 | 260 | Осадок не обр. | |
| 13 | заявляемый | 0,43 | 0,73 | 0,1 | 0,01 | 98,73 | 0,3 | 15 | Осадок не обр. | |
| 14 | заявляемый | 0,43 | 0,73 | 0,1 | 2 | 96,74 | 0,3 | 110 | Осадок не обр. | |
| 15 | заявляемый | 0,43 | 0,73 | 3,0 | 0,01 | 95,83 | 0,3 | 60 | Осадок не обр. | |
| 16 | заявляемый | 14,25 | 24,25 | 0,1 | 2,0 | 59,40 | 10,0 | 15 | Осадок не обр. | |
| 17 | заявляемый | 14,25 | 24,25 | 3,0 | 2,0 | 56,5 | 10,0 | 60 | Осадок не обр. | |
| 18 | заявляемый | 0,56 | 1,46 | 0,1 | 0,01 | 97,87 | 0,3 | 15 | Осадок не обр. | |
| 19 | заявляемый | 0,56 | 1,46 | 3,0 | 2,0 | 92,98 | 0,3 | 260 | Осадок не обр. | |
| 20 | заявляемый | 18,50 | 48,5 | 0,1 | 1,0 | 31,9 | 10,0 | 15 | Осадок не обр. | |
| 21 | заявляемый | 18,50 | 48,5 | 3,0 | 2,0 | 28 | 10,0 | 60 | Осадок не обр. | |
| БФА -бифторид аммония, ФА - фторид аммония, СК* - сульфаминовая кислота, приводится в количестве, эквимолекулярном к фториду аммония и бифториду аммония соответственно, ХА - хлорид аммония, ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота, Вода** - содержание фиксируется как "остальное" и определяется вычитанием количества всех ингредиентов из 100%. |
||||||||||
| Таблица 4 | |||
| № | Номер состава из таблицы №3 | Содержание ионов железа в растворе, мг/л | Образование осадка гидроокиси железа |
| 1 | 1 (прототип) | 80 | Осадок обр. |
| 2 | 5 (прототип) | 80 | Осадок обр. |
| 3 | 5 (прототип) | 300 | Осадок обр. |
| 4 | 9 (заявляемый) | 80 | Осадок не обр. |
| 5 | 11 (заявляемый) | 300 | Осадок не обр. |
| 6 | 14 (заявляемый) | 300 | Осадок не обр. |
| 7 | 16 (заявляемый) | 300 | Осадок не обр. |
| 8 | 17 (заявляемый) | 300 | Осадок не обр. |
| 9 | 19 (заявляемый) | 300 | Осадок не обр. |
| Таблица 5 | |||||
| № | Номер состава из таблицы №3 | Начальная проницаемость керна, К1 | Проницаемость керна после кольматации до обработки составом, К2 | Проницаемость керна после обработки составом, К3 | Фактор интенсификации, К3/К2, раз |
| 1 | 1 (прототип) | 0,28 | 0,05 | 0,06 | 1,2 |
| 2 | 5 (прототип) | 0,28 | 0,05 | 0,09 | 1,8 |
| 3 | 9 (заявляемый) | 0,28 | 0,05 | 0,17 | 3,4 |
| 4 | 10 (заявляемый) | 0,28 | 0,05 | 0,21 | 4,2 |
| Таблица 6 | |||||
| № | Номер состава из таблицы №3 | Начальная проницаемость керна, К1 | Проницаемость керна после кольматации до обработки составом, К2 | Проницаемость керна после обработки составом, К3 | Фактор интенсификации, К3/К2, раз |
| 1 | 5 (прототип) | 0,27 | 0,036 | 0,04 | 1,1 |
| 2 | 10 (заявляемый) | 0,28 | 0,025 | 0,07 | 2,8 |
| Таблица 7 | ||
| № | Номер состава из таблицы №3 | Коррозионная активность, г/м2·ч |
| 1 | 5 (прототип) | 35,45 |
| 2 | 10 (заявляемый) | 35,31 |
Claims (1)
- Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин, содержащий фторид аммония, или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - производное фосфоновой кислоты и хлористый аммоний при следующем их количестве в водном растворе сухокислотного состава, мас.%:
Фторид аммония 0,56-18,50 Бифторид аммония 0,43-14,25 Бифторид-фторид аммония 0,51-17,00 Сульфаминовая кислота В эквимолекулярном соотношении Указанный фосфоросодержащий комплексон 0,01-2,0 Хлористый аммоний 0,1-3,0 Вода Остальное
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004129513/03A RU2272904C1 (ru) | 2004-10-07 | 2004-10-07 | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| EA200500655A EA007769B1 (ru) | 2004-10-07 | 2005-05-16 | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004129513/03A RU2272904C1 (ru) | 2004-10-07 | 2004-10-07 | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004129513A RU2004129513A (ru) | 2006-01-27 |
| RU2272904C1 true RU2272904C1 (ru) | 2006-03-27 |
Family
ID=36047717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004129513/03A RU2272904C1 (ru) | 2004-10-07 | 2004-10-07 | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA007769B1 (ru) |
| RU (1) | RU2272904C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
| RU2777039C1 (ru) * | 2021-08-16 | 2022-08-01 | Общество с ограниченной ответственностью «УралХимТех» | Состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2482153C1 (ru) * | 2011-09-13 | 2013-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" | Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин |
| RU2599150C1 (ru) * | 2015-08-03 | 2016-10-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа |
| RU2637537C1 (ru) * | 2016-11-10 | 2017-12-05 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1183678A (en) * | 1981-11-09 | 1985-03-12 | Tony C.T. Wong | H.sub.3po.sub.4/hf siliceous formation treating composition and method |
| SU1414794A1 (ru) * | 1982-12-10 | 1988-08-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ предотвращени отложений солей |
| RU2101482C1 (ru) * | 1996-02-16 | 1998-01-10 | Рашид Сайпуевич Магадов | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов |
| RU2182963C1 (ru) * | 2001-01-03 | 2002-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Экотон" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов |
-
2004
- 2004-10-07 RU RU2004129513/03A patent/RU2272904C1/ru active IP Right Revival
-
2005
- 2005-05-16 EA EA200500655A patent/EA007769B1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652047C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-04-24 | Марина Владимировна Лапшина | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
| RU2777039C1 (ru) * | 2021-08-16 | 2022-08-01 | Общество с ограниченной ответственностью «УралХимТех» | Состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA007769B1 (ru) | 2006-12-29 |
| RU2004129513A (ru) | 2006-01-27 |
| EA200500655A1 (ru) | 2006-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2434041C1 (ru) | Способ извлечения сырой нефти из подземной формации | |
| EP1434927B1 (en) | Composition and method for treating a subterranean formation | |
| CA2044364A1 (en) | Phosphinate inhibitor for scale squeeze applications | |
| EP0062939B1 (en) | Treating wells with ion-exchange-precipitated scale inhibitor | |
| WO2007017815A2 (en) | Scale inhibitors compatible with sandstone acidizing | |
| RU2451169C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| EA007769B1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
| RU2351630C2 (ru) | Газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2337126C2 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) | |
| RU2320852C2 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании | |
| AU718313B2 (en) | A process and a formulation to inhibit scale in oil field production | |
| CN111808591A (zh) | 一种井筒盐结晶分散剂及其调控方法和应用 | |
| RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
| RU2319727C1 (ru) | Состав для обработки терригенных коллекторов | |
| RU2317412C1 (ru) | Способ удаления жидкости из скважины | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2312880C1 (ru) | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта | |
| RU2717851C1 (ru) | Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта | |
| RU2307798C1 (ru) | Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) | |
| RU2758371C1 (ru) | Состав для удаления солеотложений сульфатов бария и кальция и способ его применения | |
| RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2599150C1 (ru) | Состав для предотвращения образования отложений солей при добыче нефти и газа | |
| RU2637537C1 (ru) | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2781206C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20131025 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161008 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180109 |