RU2369735C1 - Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria - Google Patents
Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria Download PDFInfo
- Publication number
- RU2369735C1 RU2369735C1 RU2008142239/03A RU2008142239A RU2369735C1 RU 2369735 C1 RU2369735 C1 RU 2369735C1 RU 2008142239/03 A RU2008142239/03 A RU 2008142239/03A RU 2008142239 A RU2008142239 A RU 2008142239A RU 2369735 C1 RU2369735 C1 RU 2369735C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bactericide
- solution
- reducing bacteria
- corrosion
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подавлении роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибировании коррозии в системах сбора и подготовки нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria and inhibiting corrosion in oil collection and treatment systems.
Известен способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, согласно которому осуществляют закачку объема раствора бактерицида, приготовленного на воде, в нефтедобывающую скважину, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями. Закрывают межтрубное пространство и запускают в работу остановленную нефтедобывающую скважину. В качестве раствора бактерицида используют 1,5-2,5% по массе раствор бактерицида, приготовленный на минерализованной воде плотностью до 1,15 г/см3. Перед закачкой раствора бактерицида через скважину прокачивают используемую для приготовления раствора бактерицида минерализованную воду в объеме, не менее объема скважины. Используемым раствором бактерицида заполняют трубное и межтрубное пространство скважины (патент РФ №2263201, кл. Е21В 41/02, опублик. 2005.10.27).A known method of combating corrosion caused by sulfate-reducing bacteria, according to which the volume of a solution of a bactericide, prepared on water, is pumped into an oil well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria is detected. The annulus is closed and the shut down oil well is put into operation. As a solution of bactericide use 1.5-2.5% by weight of a solution of bactericide, prepared on mineralized water with a density of up to 1.15 g / cm 3 . Before pumping the bactericide solution through the well, mineralized water used to prepare the bactericide solution is pumped in a volume not less than the volume of the well. The used bactericidal solution is used to fill the pipe and annular space of the well (RF patent No. 2263201, class E21B 41/02, published. 2005.10.27).
Известный способ достаточно надежно защищает скважину с обсадной колонной без следов коррозии, однако способ малоэффективен при защите от коррозии обсадной колонны с начавшимся процессом коррозии. Кроме того, способ требует для своего применения обязательной остановки скважины, усложняет производство.The known method sufficiently reliably protects a well with a casing without traces of corrosion, however, the method is ineffective in protecting against casing with a corrosion process that has begun. In addition, the method requires for its application a mandatory shutdown of the well, complicates the production.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, включающий закачку объема раствора бактерицида в межтрубное пространство нефтедобывающей скважины, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями. Закачку объема раствора бактерицида проводят в межтрубное пространство работающей нефтедобывающей скважины под давлением 0,5-2,5 МПа с расходом 5-6 л/с, а объем раствора бактерицида рассчитывают в зависимости от фактического дебита жидкости нефтедобывающей скважины по формуле: V=A·C·D, где V - закачиваемый объем раствора бактерицида, м3, А - величина, полученная из расчета концентрации, кг/м3, используемого раствора бактерицида, м3/кг, С - подавляющая концентрация для адгезированных форм сульфатвосстанавливающих бактерий, кг/м3, D - фактический дебит скважины за 1 сутки, м3 (патент РФ №2291288, кл. Е21В 43/22, опублик. 2007.01.10 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of combating corrosion caused by sulfate-reducing bacteria, which includes injecting the volume of a solution of a bactericide into the annulus of an oil producing well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria is detected. The volume of the bactericide solution is injected into the annulus of a working oil well at a pressure of 0.5-2.5 MPa with a flow rate of 5-6 l / s, and the volume of the bactericide solution is calculated depending on the actual flow rate of the oil well by the formula: V = A · C · D, where V is the injected volume of the bactericide solution, m 3 , A is the value obtained from the calculation of the concentration, kg / m 3 , the used bactericide solution, m 3 / kg, C is the inhibitory concentration for the adhesive forms of sulfate-reducing bacteria, kg / m 3 , D - actual well production rate for 1 day, m 3 (RF patent No. 2291288, class ЕВВ 43/22, published. 2007.01.10 - prototype).
Техническим результатом является упрощение способа за счет производства работ на работающей скважине, однако способ малоэффективен на скважинах с начавшимся процессом коррозии.The technical result is to simplify the method by performing work on a working well, however, the method is ineffective in wells with a started corrosion process.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности антикоррозионной защиты на скважинах с начавшимся процессом коррозии.The proposed invention solves the problem of increasing the effectiveness of corrosion protection in wells with a corrosion process.
Задача решается тем, что в способе борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, включающем закачку объема раствора бактерицида в межтрубное пространство работающей нефтедобывающей скважины, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями, согласно изобретению в качестве раствора бактерицида используют смесь бактерицида СНПХ-1004 и поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в соотношении соответственно (0,9-1,1):(0,9 -1,1) по массе в виде 1,8-2,2%-ного водного раствора в воде с плотностью не более 1,07 г/см3.The problem is solved in that in the method of controlling corrosion caused by sulfate reducing bacteria, which includes injecting the volume of a bactericide solution into the annulus of a working oil well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate reducing bacteria is detected, according to the invention, a mixture of bactericide 4 SNPX-100 is used as a bactericide solution and surfactants ML-81B in the ratio, respectively (0.9-1.1) :( 0.9 -1.1) by weight in the form of 1.8-2.2% aqueous solution in water with a density not more than 1.07 g / cm 3 .
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) закачка объема раствора бактерицида в межтрубное пространство работающей нефтедобывающей скважины, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями;1) injection of the volume of the bactericide solution into the annulus of a working oil well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria was detected;
2) использование в качестве раствора бактерицида смеси бактерицида СНПХ-1004 и поверхностно-активных веществ МЛ-81Б;2) the use of a mixture of bactericide SNPCH-1004 and surface-active substances ML-81B as a solution of bactericide;
3) то же в соотношении соответственно (0,9-1,1):(0,9 -1,1) по массе;3) the same in the ratio, respectively (0.9-1.1) :( 0.9 -1.1) by weight;
4) то же в виде 1,8-2,2%-ного водного раствора в воде с плотностью не более 1,07 г/см3.4) the same in the form of a 1.8-2.2% aqueous solution in water with a density of not more than 1.07 g / cm 3 .
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-4 являются существенными отличительными признаками изобретения.Sign 1 is common with the prototype, signs 2-4 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи в продуктивном пласте создаются условия для продуцирования сульфатвосстанавливающих бактерий, которые в свою очередь являются причиной коррозии оборудования. Существующие способы борьбы с коррозией труб, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, не всегда способны в полной мере защитить нефтяное оборудование. Существующие способы сложны, часто требуют обязательной остановки скважины, малоэффективны для защиты оборудования скважины с начавшейся коррозией. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности антикоррозионной защиты на скважинах с начавшимся процессом коррозии. Задача решается следующим образом.When developing an oil reservoir in a reservoir, conditions are created for the production of sulfate-reducing bacteria, which in turn cause equipment corrosion. Existing methods to combat pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria are not always able to fully protect oil equipment. Existing methods are complex, often require mandatory shutdown of the well, ineffective to protect the equipment of the well with the onset of corrosion. The proposed invention solves the problem of increasing the effectiveness of corrosion protection in wells with a corrosion process. The problem is solved as follows.
При проведении работ по защите нефтепромыслового оборудования от коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, ведут закачку объема раствора бактерицида в межтрубное пространство нефтедобывающей скважины, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями. Закачку объема раствора бактерицида проводят в межтрубное пространство работающей нефтедобывающей скважины под давлением 0,5-4 МПа и с расходом 5-10 л/с. Объем раствора бактерицида рассчитывают в зависимости от фактического дебита жидкости нефтедобывающей скважины по формуле:When carrying out work to protect oilfield equipment from corrosion caused by sulfate-reducing bacteria, the volume of the bactericide solution is injected into the annulus of the oil-producing well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria is detected. The volume of the bactericide solution is injected into the annulus of a working oil well at a pressure of 0.5-4 MPa and a flow rate of 5-10 l / s. The volume of the bactericide solution is calculated depending on the actual flow rate of the liquid of the oil producing well according to the formula:
V=А·С·D (1),V = A · C · D (1),
где V - закачиваемый объем раствора бактерицида, м3,where V is the injected volume of the bactericide solution, m 3 ,
А - концентрация раствора бактерицида, м3/кг,And the concentration of the solution of the bactericide, m 3 / kg,
С - подавляющая концентрация для адгезированных форм сульфатвосстанавливающих бактерий, кг/м3,C is the inhibitory concentration for adhesive forms of sulfate-reducing bacteria, kg / m 3 ,
D - фактический дебит скважины за 1 сутки, м3.D is the actual flow rate of the well for 1 day, m 3 .
В формуле А концентрация раствора бактерицида чаще всего равна 0,05, т.к. получена из расчета, что используют 2% раствор бактерицида, то есть 20 кг/1 м3 воды. Дозировку бактерицида определяют исходя из подавляющей концентрации для адгезированных форм сульфатвосстанавливающих бактерий, равной 0,5 кг/м3.In formula A, the concentration of the bactericide solution is most often 0.05, because obtained from the calculation that they use a 2% solution of the bactericide, that is, 20 kg / 1 m 3 of water. The dosage of the bactericide is determined on the basis of the inhibitory concentration of 0.5 kg / m 3 for the adhered forms of sulfate reducing bacteria.
Давление закачки раствора бактерицида составляет 0,5-4,0 МПа, расход закачки составляет 5-10 л/с. Эти показатели подобраны эмпирическим путем. При таких параметрах закачки не нарушается режим работы скважины, нет ухода закачиваемой жидкости из межтрубного пространства в призабойную зону и нет поступления раствора бактерицида в добываемую продукцию.The injection pressure of the bactericide solution is 0.5-4.0 MPa, the injection flow rate is 5-10 l / s. These indicators are selected empirically. With these injection parameters, the well operating mode is not disturbed, there is no withdrawal of the injected fluid from the annulus to the bottomhole zone, and there is no entry of the bactericide solution into the produced products.
Мероприятия по борьбе с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, ведут на нефтедобывающей скважине, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями. В качестве раствора бактерицида, приготовленного на воде плотностью от 1 до 1,07 г/см3, используют 1,8-2,2%-ный раствор смеси бактерицида СНПХ-1004 и поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в соотношении соответственно (0,9-1,1):(0,9-1,1) по массе.Measures to combat corrosion caused by sulfate-reducing bacteria are carried out in an oil well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria is detected. As a solution of a bactericide, prepared on water with a density of from 1 to 1.07 g / cm 3 , a 1.8-2.2% solution of a mixture of the bactericide SNPCH-1004 and surface-active substances ML-81B is used in a ratio of (0 , 9-1.1) :( 0.9-1.1) by weight.
При приготовлении раствора вначале закачивают в емкость СНПХ-1004 и МЛ-81 Б, а затем воду. Перемешивание всего объема раствора производят центробежным насосом не менее 2 раз. Бактерицидный раствор закачивают в межтрубное пространство работающей скважины, после чего скважина остается в работе.When preparing the solution, it is first pumped into a container SNPCH-1004 and ML-81 B, and then water. Mixing the entire volume of the solution is carried out by a centrifugal pump at least 2 times. The bactericidal solution is pumped into the annulus of the working well, after which the well remains in operation.
Независимо от результатов расчета минимальный объем раствора при обработках скважины составляет не менее 1 м3.Regardless of the calculation results, the minimum solution volume during well treatments is at least 1 m 3 .
Бактерицид СНПХ-1004 представляет собой катионоактивное фосфорсодержащее ПАВ в смеси органических растворителей и выпускается согласно ТУ 2458-011-12966038-2001. Представляет собой жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета с массовой долей фосфора от 4,0 до 5,0% и концентрации водородных ионов от 5,5 до 8,5. Предназначен для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, работающего в средах, содержащих двуокись углерода и сероводород, в том числе и зараженных СВБ.The bactericide SNPCH-1004 is a cationic phosphorus-containing surfactant in a mixture of organic solvents and is produced according to TU 2458-011-12966038-2001. It is a liquid from light yellow to light brown in color with a mass fraction of phosphorus from 4.0 to 5.0% and a concentration of hydrogen ions from 5.5 to 8.5. Designed to protect oilfield equipment from corrosion, operating in environments containing carbon dioxide and hydrogen sulfide, including those infected with SVB.
МЛ-81Б выпускается согласно ТУ 2481-007-48482528-99, является моющим препаратом, представляет собой подвижную вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета с массовой долей ПАВ 30%. Представляет собой смесь неионоактивного и анионактивного ПАВ. Предназначен для использования в составах, применяемых для обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин с целью интенсификации добычи или приемистости, для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и снижения гидравлических потерь в скважинах и трубопроводах, особенно при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также очистки нефтеналивных емкостей, танкеров и деталей машин.ML-81B is produced according to TU 2481-007-48482528-99, it is a detergent, it is a moving viscous liquid from yellow to brown in color with a mass fraction of surfactant of 30%. It is a mixture of nonionic and anionic surfactants. Designed for use in compositions used to treat bottom-hole zones of production and injection wells in order to intensify production or injectivity, to remove asphalt-resin-paraffin deposits and reduce hydraulic losses in wells and pipelines, especially during the extraction and transportation of high-viscosity oils and water-oil emulsions, as well as for the cleaning of oil and gas tanks, tankers and machine parts.
Применение смеси СНПХ-1004 и МЛ-81Б на скважинах с начавшейся коррозией способствует полному прекращению коррозии и подавлению жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. По-видимому, смесь СНПХ-1004 и МЛ-81Б отмывает колонии бактерий со стенок скважины и насыщает бактерицидом поверхность, подверженную коррозии. В дальнейшем колонии бактерий перестают размножаться на обработанной бактерицидом поверхности. В случае применения только раствора СНПХ-1004 эффект подавления жизнедеятельности бактерий носит непродолжительный характер.The use of a mixture of SNPCH-1004 and ML-81B in wells with the onset of corrosion contributes to the complete cessation of corrosion and the suppression of the activity of sulfate-reducing bacteria. Apparently, a mixture of SNPCH-1004 and ML-81B washes colonies of bacteria from the walls of the well and saturates with a bactericide the surface subject to corrosion. Subsequently, bacterial colonies cease to multiply on the surface treated with the bactericide. In the case of using only the SNPCH-1004 solution, the effect of suppressing the vital activity of bacteria is short-lived.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Мероприятия по борьбе с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, ведут на нефтедобывающей скважине, на выходе которой обнаружена коррозия труб, вызванная сульфатвосстанавливающими бактериями, со следующими характеристиками: диаметр колонны 146×8 мм, протяженность - 1200 м, диаметр колонны насосно-компрессорных труб 73×8 мм, протяженность - 1000 м.Example 1. Measures to combat corrosion caused by sulfate-reducing bacteria are carried out in an oil well, at the outlet of which pipe corrosion caused by sulfate-reducing bacteria was detected, with the following characteristics: column diameter 146 × 8 mm, length - 1200 m, diameter of the tubing string pipes 73 × 8 mm, length - 1000 m.
В качестве раствора бактерицида используют 2%-ный раствор смеси СНПХ-1004 и МЛ-81Б в соотношении 1:1, приготовленный на пластовой воде плотностью 1,07 г/см3.As a solution of a bactericide, a 2% solution of a mixture of SNPCH-1004 and ML-81B in a ratio of 1: 1, prepared with produced water with a density of 1.07 g / cm 3, is used .
Рассчитывают объем закачиваемого раствора бактерицида по формуле (1):Calculate the volume of injected bactericide solution according to the formula (1):
V=А·С·D=0,05 м3/кг·0,5 кг/м3 105 м3=2,625 м3 V = A · C · D = 0.05 m 3 / kg · 0.5 kg / m 3 105 m 3 = 2.625 m 3
Закачку рассчитанного объема раствора бактерицида проводят в межтрубное пространство работающей нефтедобывающей скважины под давлением 2,5 МПа с расходом 6 л/с. Используемым раствором бактерицида заполняют межтрубное пространство скважины. Закрывают межтрубное пространство и продолжают работу нефтедобывающей скважины.The calculated volume of the bactericide solution is injected into the annulus of a working oil well at a pressure of 2.5 MPa with a flow rate of 6 l / s. The used bactericide solution fill the annulus of the well. The annulus is closed and the oil well continues to operate.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Закачку смеси бактерицида СНПХ-1004 и поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в соотношении соответственно 0,9:1,1 по массе в виде 1,8%-ного водного раствора в воде с плотностью 1,0 г/см3 ведут под давлением 0,5 МПа с расходом 5 л/с.Example 2. Perform, as example 1. The injection of a mixture of bactericide SNPCH-1004 and surface-active substances ML-81B in a ratio of 0.9: 1.1 by weight, respectively, in the form of a 1.8% aqueous solution in water with a density of 1 , 0 g / cm 3 lead under a pressure of 0.5 MPa with a flow rate of 5 l / s.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачку смеси бактерицида СНПХ-1004 и поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в соотношении соответственно 1,1:0,9 по массе в виде 2,2%-ного водного раствора в воде с плотностью 1,04 г/см3 ведут под давлением 4 МПа с расходом 10 л/с.Example 3. Perform as example 1. The injection of a mixture of bactericide SNPCH-1004 and surface-active substances ML-81B in a ratio of 1.1: 0.9 by weight, respectively, in the form of a 2.2% aqueous solution in water with a density of 1, 04 g / cm 3 lead under a pressure of 4 MPa with a flow rate of 10 l / s.
Успешность работ по примерам 1-3, т.е. гарантированная защита скважины и выкидных линий от коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, составила 100% против 95% согласно ранее применявшейся технологии.The success of the work in examples 1-3, i.e. guaranteed protection of the well and flow lines from corrosion caused by sulfate-reducing bacteria was 100% versus 95% according to previously used technology.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности защиты от коррозии, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями, сократить объем используемого раствора бактерицида и проводить работы без остановки нефтедобывающей скважины.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of protection against corrosion caused by sulfate-reducing bacteria, to reduce the volume of the used bactericide solution and to carry out work without stopping the oil producing well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142239/03A RU2369735C1 (en) | 2008-10-27 | 2008-10-27 | Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008142239/03A RU2369735C1 (en) | 2008-10-27 | 2008-10-27 | Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2369735C1 true RU2369735C1 (en) | 2009-10-10 |
Family
ID=41260956
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008142239/03A RU2369735C1 (en) | 2008-10-27 | 2008-10-27 | Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2369735C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103410474A (en) * | 2013-08-07 | 2013-11-27 | 西安石油大学 | Corrosion control method for annular space tubing and casings of oil field water injection well |
| CN103790553A (en) * | 2014-02-28 | 2014-05-14 | 西安石油大学 | Control method of scaling in oil well production process |
| RU2706992C1 (en) * | 2018-10-17 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of controlling corrosion caused by sulphate-reducing bacteria |
-
2008
- 2008-10-27 RU RU2008142239/03A patent/RU2369735C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103410474A (en) * | 2013-08-07 | 2013-11-27 | 西安石油大学 | Corrosion control method for annular space tubing and casings of oil field water injection well |
| CN103410474B (en) * | 2013-08-07 | 2015-10-28 | 西安石油大学 | A kind of water injection well in oil fields annular space tubing and casing process for corrosion control |
| CN103790553A (en) * | 2014-02-28 | 2014-05-14 | 西安石油大学 | Control method of scaling in oil well production process |
| CN103790553B (en) * | 2014-02-28 | 2017-02-15 | 西安石油大学 | Control method of scaling in oil well production process |
| RU2706992C1 (en) * | 2018-10-17 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of controlling corrosion caused by sulphate-reducing bacteria |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| UA125132C2 (en) | Borehole methods using acid compositions comprising corrosion inhibitors | |
| WO2014055339A1 (en) | New method and arrangement for feeding chemicals into a hydrofracturing process and oil and gas applications | |
| CA2856220C (en) | Dual-phase acid-based fracturing composition with corrosion inhibitors and method of use thereof | |
| EP3098282A1 (en) | Using non-regulated synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| CA2908746A1 (en) | Biocidal systems and methods of use | |
| WO2009153686A3 (en) | Slickwater treatment fluid and method | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| RU2369735C1 (en) | Method of control of corrosion caused with sulphate-reducing bacteria | |
| US20230151496A1 (en) | Novel corrosion inhibition package | |
| RU2416024C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of pressure well | |
| CA2964623C (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| US20230183549A1 (en) | Compositions and methods for reducing injection pressure in resource recovery operations | |
| WO2016049742A1 (en) | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| US11414592B2 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| RU2560453C1 (en) | Well repair method | |
| US10190039B2 (en) | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| CA2961794C (en) | Synthetic acid compositions alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| CA2956449C (en) | Microbiocides comprising mmdtc and dmdtc or salts thereof, and uses thereof | |
| RU2451176C1 (en) | Method of formation bottomhole zone acid treatment | |
| RU2743983C1 (en) | Method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible electric centrifugal pump | |
| RU2366807C1 (en) | Flow out method of treatment of bottomhole zone of pressure well | |
| Penkala et al. | Acrolein application to mitigate biogenic sulfides and remediate injection-well damage in a gas-plant water-disposal system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151028 |