RU2308475C1 - Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) - Google Patents
Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2308475C1 RU2308475C1 RU2006104156/03A RU2006104156A RU2308475C1 RU 2308475 C1 RU2308475 C1 RU 2308475C1 RU 2006104156/03 A RU2006104156/03 A RU 2006104156/03A RU 2006104156 A RU2006104156 A RU 2006104156A RU 2308475 C1 RU2308475 C1 RU 2308475C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- concentration
- hydrochloric acid
- soluble
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims description 12
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 101
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 26
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 claims description 24
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 17
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 abstract 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 18
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 7
- 101000708425 Homo sapiens Syntaphilin Proteins 0.000 description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 102100032836 Syntaphilin Human genes 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 4
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonic acid Chemical group COC1=CC=CC(CC(CS(O)(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS(O)(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O FOGYNLXERPKEGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 101100273988 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) paa-3 gene Proteins 0.000 description 1
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Chemical group 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Chemical group 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical group [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical group 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для кислотной обработки пластов, и может быть использовано для химического растворения пород и кольматирующих отложений в призабойной зоне нефтяного, газового и газоконденсатного пласта, а также может быть использовано в качестве технологической жидкости при перфорации обсадной колонны и гидроразрыве пластов.The proposal relates to the field of oil production, in particular to compositions for the acid treatment of formations, and can be used for chemical dissolution of rocks and clogging deposits in the bottomhole zone of an oil, gas and gas condensate formation, and can also be used as a process fluid for perforating a casing and hydraulic fracturing.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности является состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты (см. патент РФ №2013530, МПК Е21В 43/27, опубл. 30.05.94 г. Бюл. №10). Известный состав обладает в 13,7-32,7 раз более низкой скоростью реакции в отношении карбонатов, снижает фильтрацию в отработанном состоянии, стабилизирует отработанный кислотный раствор в отношении трехвалентного железа, имеет в 2,1-13 раз более высокие значения по вязкости по сравнению с традиционными кислотными составами.The closest to the proposed technical solution for the intended purpose and technical essence is the composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone containing an aqueous solution of hydrochloric acid, technical lignosulfonates and water-soluble aliphatic alcohols (see RF patent No. 20133530, IPC ЕВВ 43/27, publ. 30.05. 94 g. Bull. No. 10). The known composition has a 13.7-32.7 times lower reaction rate in relation to carbonates, reduces filtration in the spent state, stabilizes the spent acid solution in relation to ferric iron, has 2.1-13 times higher viscosity values in comparison with traditional acid formulations.
Недостатками известного состава являются:The disadvantages of the known composition are:
1. Относительно узкий диапазон изменения скорости реакции растворения карбонатной породы и вязкости состава, что ограничивает область его применения. Для различных геолого-физических условий эксплуатации скважин требуется возможность регулирования скорости растворения карбонатов от обычных (очень высоких) значений (15000-20000 г/м2·ч) до очень малых значений (200-500 г/м2·ч). Это свойство позволяет регулировать темп и глубину обработки продуктивного пласта. То же самое относится и к величинам вязкости. Практика показывает необходимость регулирования этого показателя от вязкости практически чистой кислоты (в пределах 1-5 мПа·с) до высоковязких композиций (с вязкостью до несколько тысяч мПа·с). Такой диапазон позволяет регулировать охват кислотным воздействием на пласты практически любого структурного типа, с любой расчлененностью и неоднородностью по проницаемости.1. A relatively narrow range of changes in the rate of dissolution of the carbonate rock and the viscosity of the composition, which limits its scope. For various geological and physical conditions of well operation, the ability to control the dissolution rate of carbonates from ordinary (very high) values (15000-20000 g / m 2 · h) to very small values (200-500 g / m 2 · h) is required. This property allows you to adjust the pace and depth of processing of the reservoir. The same applies to viscosity values. Practice shows the need to regulate this indicator from the viscosity of almost pure acid (within 1-5 MPa · s) to highly viscous compositions (with a viscosity of up to several thousand MPa · s). This range allows you to adjust the coverage of acid exposure to formations of virtually any structural type, with any dissection and heterogeneity in permeability.
2. Недостаточная степень нейтрализации ионов трехвалентного железа, учитывая очень большое содержание железа в колонне насосно-компрессорных труб, по которой кислотный состав закачивается в пласт. Кроме этого, необходимо учитывать, что кислота дополнительно насыщается ионами железа при реакциях с породой пластов. Как следствие, образующийся дисперсный гидроксид железа выпадает в поровом пространстве пластов и закупоривает фильтрационные каналы. Нейтрализующая способность лигносульфонатов явно недостаточна для предотвращения этого негативного явления.2. An insufficient degree of neutralization of ferric ions, given the very high iron content in the tubing string, through which the acid composition is pumped into the reservoir. In addition, it must be borne in mind that the acid is additionally saturated with iron ions in reactions with rock formations. As a result, the resulting dispersed iron hydroxide precipitates in the pore space of the reservoirs and clogs the filter channels. The neutralizing ability of lignosulfonates is clearly insufficient to prevent this negative phenomenon.
3. Не учитывается основной негативный процесс, а именно возможность образования в пласте эмульсий прямого и обратного типов, закупоривающих фильтрационные каналы и поры. Компоненты известного состава и, вообще, практически все кислотные составы в смеси с нефтью, пластовой водой, продуктами реакций, как правило, образуют высоковязкие блокирующие смеси и эмульсии.3. The main negative process is not taken into account, namely, the possibility of the formation of direct and inverse emulsions in the reservoir, which clog the filtration channels and pores. Components of known composition and, in general, practically all acidic compounds mixed with oil, formation water, reaction products, as a rule, form highly viscous blocking mixtures and emulsions.
4. Недостаточная способность выноса продуктов реакций из пластов после обработки и, как следствие, снижение конечной эффективности обработки. В данном составе предусмотрено снижение фильтрации отработанного состава из трещин в матрицу горной породы, однако этого эффекта недостаточно для полного удаления продуктов реакции. Для этого необходимо обеспечить снижение поверхностного межфазного натяжения на границе «порода-флюид», диспергирование, смачивание и вынос мелкодисперсных частиц и продуктов реакций при промывке и освоении скважин после обработки.4. The lack of ability to carry the reaction products from the reservoirs after treatment and, as a result, a decrease in the final processing efficiency. This composition provides for a decrease in the filtration of the spent composition from cracks into the rock matrix, but this effect is not enough to completely remove the reaction products. To do this, it is necessary to reduce surface interfacial tension at the rock-fluid interface, disperse, wet, and remove fine particles and reaction products during washing and well development after treatment.
Техническая задача предлагаемого решения заключается в создании универсального, многоцелевого кислотного состава с улучшенными технологическими свойствами за счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции растворения карбонатной породы, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения.The technical task of the proposed solution is to create a universal, multi-purpose acid composition with improved technological properties by increasing the range of regulation of the rate of reaction of the dissolution of carbonate rock, dynamic viscosity, completely preventing the precipitation of clogging gel-like sediments, inhibiting the process of emulsion formation and the complete removal of reaction products from the formation during development .
Указанная задача решается известным составом для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащим водный раствор соляной кислоты, технические лигносульфонаты и водорастворимые алифатические спирты.This problem is solved by the known composition for the acid treatment of the bottomhole formation zone, containing an aqueous solution of hydrochloric acid, technical lignosulfonates and water-soluble aliphatic alcohols.
По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации и деэмульгатор водорастворимый, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:According to the first option, the new one is that the composition additionally contains acetic acid of 80% concentration and a water-soluble demulsifier, and as an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration, isopropyl alcohol or bottoms of butyl alcohols as water-soluble aliphatic alcohols in the following ratio of ingredients, vol.%:
По второму варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водорастворимое поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:According to the second variant, the composition additionally contains acetic acid of 80% concentration, a water-soluble demulsifier and a water-soluble surfactant, which are used as neonol AF 9-12 , or ML-81, or ML-81B, or FLEK-DG-002, and as an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration, as water-soluble aliphatic alcohols - isopropyl alcohol or bottoms of butyl alcohols in the following ratio of ingredients, vol.%:
По третьему варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:According to the third option, the composition additionally contains acetic acid of 80% concentration, a demulsifier of water-soluble and an aqueous solution of hydrofluoric acid of 70% concentration, and as an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration, isopropyl alcohol as water-soluble aliphatic alcohols or still bottoms of butyl alcohols in the following ratio of ingredients, vol.%:
По четвертому варианту состав дополнительно содержит уксусную кислоту 80%-ной концентрации, деэмульгатор водорастворимый и полимер, в качестве которого используют водный раствор полиакриламида или водный раствор модифицированного крахмала, а в качестве водного раствора соляной кислоты 20-28%-ной концентрации, в качестве водорастворимых алифатических спиртов - изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов при следующем соотношении ингредиентов, об.%:According to the fourth variant, the composition additionally contains acetic acid of 80% concentration, a water-soluble demulsifier and a polymer, which is used as an aqueous solution of polyacrylamide or an aqueous solution of modified starch, and as an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration, as water-soluble aliphatic alcohols - isopropyl alcohol or distillation residues of butyl alcohols in the following ratio of ingredients, vol.%:
Принципиальное отличие предлагаемого состава заключается в присутствии в рецептурах нетрадиционного компонента: деэмульгатора водорастворимого в сочетании с известными ингредиентами - соляной кислотой, уксусной кислотой, фтористоводородной кислотой, водорастворимыми спиртами, водорастворимыми ПАВами. При этом уксусная кислота выполняет нетрадиционную функцию нейтрализатора ионов железа, предотвращая тем самым ряд негативных процессов осаждения веществ в порах и кольматацию пласта.The principal difference of the proposed composition lies in the presence in the formulations of an unconventional component: a water-soluble demulsifier in combination with well-known ingredients - hydrochloric acid, acetic acid, hydrofluoric acid, water-soluble alcohols, water-soluble surfactants. At the same time, acetic acid performs an unconventional function of a neutralizer of iron ions, thereby preventing a number of negative processes of sedimentation of substances in the pores and the formation of mud.
Увеличение диапазона регулируемых технологических свойств и области применения состава по первому варианту достигается введением в основной компонент (соляную кислоту) нового набора ингредиентов при соответствующем их количественном соотношении. Это придает данному составу новое свойство - возможность регулирования скорости реакции с карбонатами в диапазоне необходимых низких значений этого параметра, в частности данный состав обладает в 30-100 раз более низкой скоростью реакции по сравнению с традиционными составами - водным раствором соляной кислоты, а также композициями данного раствора со спиртами и ПАВами.The increase in the range of controlled technological properties and the field of application of the composition according to the first embodiment is achieved by introducing into the main component (hydrochloric acid) a new set of ingredients with their corresponding quantitative ratio. This gives this composition a new property - the ability to control the reaction rate with carbonates in the range of the required low values of this parameter, in particular, this composition has a 30-100 times lower reaction rate compared to traditional compositions - an aqueous solution of hydrochloric acid, as well as compositions of this solution with alcohols and surfactants.
В основе этого эффекта лежит способность компонентов лигносульфонатов технических (соли лигносульфоновых кислот, моносульфитный щелок, сахара, остатки целлюлозы, другие высокомолекулярные соединения) адсорбироваться на поверхности породы, создавая экранирующий слой. Кубовые остатки бутиловых спиртов и изопропиловый спирт усиливают эффект за счет изменения смачиваемости поверхности породы.This effect is based on the ability of technical lignosulfonate components (lignosulfonic acid salts, monosulfite liquor, sugars, cellulose residues, and other high molecular weight compounds) to be adsorbed on the rock surface, creating a screening layer. Vat residues of butyl alcohols and isopropyl alcohol enhance the effect by changing the wettability of the rock surface.
Состав по второму варианту позволяет регулировать скорость реакции, вязкость, межфазное натяжение, при этом замедляя скорость реакции от 2 до 6 раз, увеличивая динамическую вязкость в 2-4 раза, снижая поверхностное натяжение в 2-3 раза (по сравнению с традиционными известными составами).The composition according to the second option allows you to adjust the reaction rate, viscosity, interfacial tension, while slowing down the reaction rate from 2 to 6 times, increasing the dynamic viscosity by 2-4 times, reducing the surface tension by 2-3 times (compared with traditional known compounds) .
Состав по третьему варианту обеспечивает обработку как карбонатных пород с увеличенным содержанием глинистых компонентов, так и терригенных песчаников, полимиктовых пород-коллекторов, что значительно расширяет область использования состава.The composition according to the third option provides processing of both carbonate rocks with an increased content of clay components, and terrigenous sandstones, polymictic rocks-reservoirs, which significantly expands the scope of use of the composition.
Состав по четвертому варианту обеспечивает увеличение диапазона регулирования вязкости от 50 до несколько тысяч мПа·с при различных скоростях сдвига, при одновременном снижении скорости реакции в 6-15 раз по сравнению с известным составом. Этот технический эффект значительно расширяет область применения состава как в технологическом плане: повышается эффективность таких операций, как направленные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта, глубокие кислотные обработки, кислотное гидромониторное вскрытие и обработка пласта и ряда других операций, так и в плане геолого-физических условий: от порово-трещиноватых до кавернозно-трещиноватых пород.The composition according to the fourth embodiment provides an increase in the range of viscosity control from 50 to several thousand MPa · s at various shear rates, while reducing the reaction rate by 6-15 times compared with the known composition. This technical effect significantly expands the scope of application of the composition both technologically: the efficiency of operations such as directed acid treatments, acid fracturing, deep acid treatments, acid hydromonitor drilling and formation processing and a number of other operations, as well as in terms of geological and physical conditions, increase : from pore-fractured to cavernous-fractured rocks.
Анализ научно-технической и патентной литературы не позволил выявить идентичную совокупность существенных признаков, решающих аналогичную техническую задачу. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".The analysis of scientific, technical and patent literature did not allow to identify an identical set of essential features that solve a similar technical problem. Based on this, we believe that our proposed technical solution meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Примеры приготовления составов.Examples of the preparation of compounds.
Пример 1. Концентрированную соляную кислоту разбавляли пресной водой до 20-28%-ной концентрации по объему. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании на лабораторной мешалке прибавляли кубовые остатки бутилового спирта или изопропиловый спирт, деэмульгатор водорастворимый, уксусную кислоту 80%-ной концентрации. Перемешивали компоненты в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводили приготовленный раствор соляной кислоты и перемешивали в течение 1 минуты до получения однородного состава.Example 1. Concentrated hydrochloric acid was diluted with fresh water to a 20-28% concentration by volume. With technical stirring on a laboratory stirrer, bottoms of butyl alcohol or isopropyl alcohol, a water-soluble demulsifier, acetic acid of 80% concentration were added to technical lignosulfonates. The components were mixed for 1 min. Then, the prepared hydrochloric acid solution was introduced into this solution and stirred for 1 minute until a homogeneous composition was obtained.
Пример 2. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем неонол АФ9-12, или МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002, затем деэмульгатор водорастворимый, затем водный раствор уксусной кислоты 80%-ной концентрации. Перемешивали в течение 1 мин. Затем в этот раствор вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали в течение 1 мин до получения однородного состава.Example 2. To technical lignosulfonates, isopropyl alcohol or bottoms alcohol was added with constant stirring, then neonol AF 9-12 , or ML-81, or ML-81B, or FLEK-DG-002, then a water-soluble demulsifier, then an aqueous solution of acetic acids of 80% concentration. Stirred for 1 min. Then, an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration was introduced into this solution. Stirred for 1 min until a homogeneous composition.
Пример 3. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем при перемешивании прибавляли деэмульгатор водорастворимый, водный раствор уксусной кислоты 80%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор фтористоводородной кислоты 70%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин до получения однородного состава.Example 3. Isopropyl alcohol or bottoms alcohol was added to technical lignosulfonates with constant stirring, then a water-soluble, aqueous solution of 80% concentration of acetic acid demulsifier was added with stirring. Stirred for 1 min. Then, an aqueous solution of hydrofluoric acid of 70% concentration was introduced. Stirred for 1 min. Then, an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration was introduced. Stirred for 1 min until a homogeneous composition.
Пример 4. К техническим лигносульфонатам при постоянном перемешивании прибавляли изопропиловый спирт или кубовые остатки бутилового спирта, затем при перемешивании прибавляли деэмульгатор водорастворимый, уксусную кислоту 80%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин. Затем вводили водный раствор соляной кислоты 20-28%-ной концентрации. Перемешивали 1 мин до получения однородного состава. При перемешивании дозировали водный раствор полимера (полиакриламида или модифицированного крахмала).Example 4. Isopropyl alcohol or bottoms alcohol was added to technical lignosulfonates with constant stirring, then a water-soluble demulsifier, acetic acid of 80% concentration was added with stirring. Stirred for 1 min. Then, an aqueous solution of hydrochloric acid of 20-28% concentration was introduced. Stirred for 1 min until a homogeneous composition. With stirring, an aqueous polymer solution (polyacrylamide or modified starch) was dosed.
Динамическую вязкость состава определяли на капиллярном вискозиметре ВПЖ-4 и ротационном Реотест-2.The dynamic viscosity of the composition was determined on a VPZh-4 capillary viscometer and a rotational Reotest-2.
Скорости реакции состава оценивали массовым методом, при котором кубик мрамора с определенной площадью и массой помещали в испытуемый состав. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения мрамора.The reaction rate of the composition was evaluated by the mass method, in which a cube of marble with a certain area and weight was placed in the test composition. By changing the mass for a fixed time, the dissolution rate of marble was determined.
Степень стабилизации состава по отношению к ионам железа определяли визуально при дозировании в состав окислов железа и по замеру объема выпавшего в осадок гидроксида железа.The degree of stabilization of the composition with respect to iron ions was determined visually when dosing into the composition of iron oxides and by measuring the volume of precipitated iron hydroxide.
Межфазную активность и проникающую способность состава в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта оценивали по величине межфазного натяжения на границе «состав-нефть».The interfacial activity and penetrating ability of the composition into the pore space of the oil-saturated part of the reservoir were estimated by the magnitude of the interfacial tension at the “composition-oil” interface.
Степень предотвращения образования блокирующих пласт высоковязких смесей и эмульсий при контакте состава с нефтью оценивали визуально и по величине вязкости продуктов реакции.The degree of prevention of formation of highly viscous mixtures and emulsions blocking the formation upon contact of the composition with oil was evaluated visually and by the magnitude of the viscosity of the reaction products.
Состав и свойства предлагаемого и известного по прототипу составов приведены в таблицах 1 и 2.The composition and properties of the proposed and known prototype compositions are shown in tables 1 and 2.
кг/м2·чDissolution rate
kg / m 2 · h
Fe, см3 Hydroxide sediment volume
Fe, cm 3
Для приготовления составов и их испытаний были использованы следующие материалы:The following materials were used to prepare the compositions and their tests:
нефть девонская, плотностью 859 кг/м3, вязкостью 14-18 мПас;Devonian oil, with a density of 859 kg / m 3 , viscosity of 14-18 mPas;
лигносульфонаты технические являются отходом при сульфитной варке целлюлозы на ряде целлюлозно-бумажных комбинатов страны и являются побочным продуктом после брожения сахаров в сульфитных щелоках, отгонки спирта, последующего упаривания и нейтрализации гидроокисью натрия или аммиака. Согласно ТУ 13-0281036-05-89, ТУ 13-7308001-453-84 «Щелок черный моносульфитный» продукт представляет собой однородную вязкую жидкость темно-коричневого цвета с небольшой кислотностью;Technical lignosulfonates are a waste from sulphite pulping at a number of pulp and paper mills in the country and are a by-product after sugar fermentation in sulphite liquors, distillation of alcohol, subsequent evaporation and neutralization with sodium or ammonia hydroxide. According to TU 13-0281036-05-89, TU 13-7308001-453-84 “Black monosulfite liquor” product is a homogeneous viscous liquid of dark brown color with low acidity;
кислота соляная ингибированная ТУ 2458-017-12966038-2002; ТУ 2122-205-00203312-2000;inhibited hydrochloric acid TU 2458-017-12966038-2002; TU 2122-205-00203312-2000;
неонол АФ9-12 ТУ 38.507-63-171-91;neonol AF 9-12 TU 38.507-63-171-91;
препараты МЛ-81, МЛ-81Б ТУ 2481-007-48482528-99, ТУ 2481-048-04689375-97;preparations ML-81, ML-81B TU 2481-007-48482528-99, TU 2481-048-04689375-97;
препарат ФЛЭК-ДГ-002 ТУ 2483-004-24084384-00;preparation FLEK-DG-002 TU 2483-004-24084384-00;
модифицированный крахмал МПК-001;modified starch MPK-001;
полиакриламид ТУ 6-01-1049-76, импортный полиакриламид ПДА-1020, ПДА-1041; фтористоводородная кислота ТУ 48-5-184-78; кубовые остатки бутиловых спиртов; изопропиловый спирт, деэмульгаторы водорастворимые ДИН-4, СНПХ 4501, РИФ, Реапон-4в.polyacrylamide TU 6-01-1049-76, imported polyacrylamide PDA-1020, PDA-1041; hydrofluoric acid TU 48-5-184-78; bottoms of butyl alcohols; isopropyl alcohol, water-soluble demulsifiers DIN-4, SNPCH 4501, RIF, Reapon-4v.
Приведенные в табл.1 и 2 данные свидетельствуют о том, что варианты предлагаемого состава по сравнению с известным составом по прототипу обладают более широким диапазоном регулирования скорости реакции как в сторону снижения скорости растворения, так и в сторону увеличения темпа растворения карбонатного материала пласта. Динамическая вязкость у заявляемых составов регулируется в диапазоне от 10 до 2250 мПа·с, а у прототипа вязкость регулируется в пределах 75-182 мПа·с. Предлагаемые составы не образуют осадков гидроксида железа, что позволяет исключить закупорку поровых каналов пласта. Качественно новым является степень снижения межфазного натяжения предлагаемых составов на границе с нефтью. Так, диапазон изменения этого важного параметра составляет от 0,9 до 0,08 мН/м, в то время как у известного состава он гораздо выше (1,29-1,88 мН/м). Вязкость продуктов реакции в смеси с нефтью у предлагаемых составов гораздо ниже и сравнима с вязкостью самой нефти (12-31 мПа·с), в то время как у известного состава вязкость продуктов реакции высокая (58-84 мПа·с).The data in tables 1 and 2 indicate that the options of the proposed composition compared with the known composition of the prototype have a wider range of regulation of the reaction rate both in the direction of decreasing the rate of dissolution, and in the direction of increasing the rate of dissolution of the carbonate material of the formation. The dynamic viscosity of the claimed compounds is regulated in the range from 10 to 2250 MPa · s, and in the prototype viscosity is regulated in the range of 75-182 MPa · s. The proposed compositions do not form precipitation of iron hydroxide, which eliminates the clogging of the pore channels of the reservoir. Qualitatively new is the degree of decrease in interfacial tension of the proposed compositions at the border with oil. So, the range of variation of this important parameter is from 0.9 to 0.08 mN / m, while for the known composition it is much higher (1.29-1.88 mN / m). The viscosity of the reaction products in a mixture with oil in the proposed compositions is much lower and comparable with the viscosity of the oil itself (12-31 mPa · s), while the viscosity of the reaction products in the known composition is high (58-84 mPa · s).
Результаты исследований показали оптимальность содержания ингредиентов составов в указанных пределах. Увеличение содержания компонентов в составах не целесообразно, т.к. снижается технологичность или устанавливается стабилизация параметров на одном уровне. При уменьшении содержания компонентов в составах ниже указанных пределов наблюдается снижение физико-химических свойств.The research results showed the optimality of the content of the ingredients of the compositions within the specified limits. The increase in the content of components in the compositions is not advisable, because manufacturability decreases or stabilization of parameters is established at the same level. With a decrease in the content of components in the compositions below the specified limits, a decrease in physicochemical properties is observed.
За счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции, динамической вязкости, полного предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразования и полного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения полностью решена поставленная задача - созданы универсальные, многоцелевые кислотные составы с улучшенными технологическими свойствами. Они могут применяться во всех известных технологических операциях по кислотной стимуляции продуктивности скважин и пластов. Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемых составов для увеличения производительности нефтедобывающих скважин, эксплуатирующихся в самых разнообразных геолого-физических условиях месторождений и залежей, как в карбонатных, так и терригенных пластах-коллекторах.By increasing the range of control of the reaction rate, dynamic viscosity, completely preventing the formation of gumming gel-like precipitates, inhibiting the process of emulsion formation and the complete removal of reaction products from the formation during development, the task is completely solved - universal, multi-purpose acid compositions with improved technological properties are created. They can be used in all known technological operations for acid stimulation of productivity of wells and reservoirs. This leads to high technical and economic efficiency of the proposed compositions for increasing the productivity of oil wells operating in a wide variety of geological and physical conditions of deposits and deposits, both in carbonate and terrigenous reservoirs.
Таким образом, предлагаемое техническое решение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению объемов добычи углеводородов, комплексирования операций во времени, экономии материальных и трудовых ресурсов.Thus, the proposed technical solution, when widely introduced into the oil and gas industry, will bring significant profit due to the quality of its direct functions to increase hydrocarbon production, integrate operations over time, and save material and labor resources.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006104156/03A RU2308475C1 (en) | 2006-02-10 | 2006-02-10 | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006104156/03A RU2308475C1 (en) | 2006-02-10 | 2006-02-10 | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2308475C1 true RU2308475C1 (en) | 2007-10-20 |
Family
ID=38925282
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006104156/03A RU2308475C1 (en) | 2006-02-10 | 2006-02-10 | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2308475C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382189C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Acid composition for treating bottom-hole formation zone |
| RU2386666C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs |
| RU2656293C1 (en) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
| GB2616071A (en) * | 2022-02-28 | 2023-08-30 | Swellfix Uk Ltd | Materials and compositions for reservoir stimulation treatment |
| RU2824107C1 (en) * | 2024-02-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4322306A (en) * | 1978-06-30 | 1982-03-30 | Halliburton Company | Retarding acidizing fluids |
| SU1682543A1 (en) * | 1989-10-30 | 1991-10-07 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Compound for treating oil well face zone |
| RU2013530C1 (en) * | 1991-09-03 | 1994-05-30 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Composition for acid treatment of bottom-hole region |
| RU2013528C1 (en) * | 1991-07-03 | 1994-05-30 | Тюменский индустриальный институт | Composition for bottom hole zone treatment of oil wells drilled in formations built by silicate rocks with low carbonate content |
| RU2100587C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2123588C1 (en) * | 1997-05-28 | 1998-12-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2213216C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Composition for treatment of bottomhole formation zone |
-
2006
- 2006-02-10 RU RU2006104156/03A patent/RU2308475C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4322306A (en) * | 1978-06-30 | 1982-03-30 | Halliburton Company | Retarding acidizing fluids |
| SU1682543A1 (en) * | 1989-10-30 | 1991-10-07 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Compound for treating oil well face zone |
| RU2013528C1 (en) * | 1991-07-03 | 1994-05-30 | Тюменский индустриальный институт | Composition for bottom hole zone treatment of oil wells drilled in formations built by silicate rocks with low carbonate content |
| RU2013530C1 (en) * | 1991-09-03 | 1994-05-30 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Composition for acid treatment of bottom-hole region |
| RU2100587C1 (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2123588C1 (en) * | 1997-05-28 | 1998-12-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Compound for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2213216C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПАРИТЕТ" | Composition for treatment of bottomhole formation zone |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382189C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Нефтегаз-Сталь-экспертно научно внедренческая компания ООО "НЕФТЕГАЗ-СТАЛЬ-ЭНВК" | Acid composition for treating bottom-hole formation zone |
| RU2386666C1 (en) * | 2008-09-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs |
| RU2656293C1 (en) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
| RU2733340C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-10-01 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Composition for impact on domanic deposits |
| GB2616071A (en) * | 2022-02-28 | 2023-08-30 | Swellfix Uk Ltd | Materials and compositions for reservoir stimulation treatment |
| RU2824107C1 (en) * | 2024-02-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2308475C1 (en) | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) | |
| DE3521309A1 (en) | CHEMICAL COMPOSITION FOR USE IN LIQUIDS FOR USE IN OIL FIELD WORKS LIKE DRILLING, SAUCY | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| DE2917534A1 (en) | PROCESS FOR INCREASED OIL PRODUCTION | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2144132C1 (en) | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2013530C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole region | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| RU2143549C1 (en) | Method of development of oil field | |
| SU1719622A1 (en) | Treatment procedure for carbonate pay bed | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2620685C1 (en) | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
| RU2342419C1 (en) | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability | |
| RU2132941C1 (en) | Method of developing oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20100310 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |