RU2451054C1 - Многофункциональный кислотный состав (мкс) - Google Patents
Многофункциональный кислотный состав (мкс) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451054C1 RU2451054C1 RU2010152459/03A RU2010152459A RU2451054C1 RU 2451054 C1 RU2451054 C1 RU 2451054C1 RU 2010152459/03 A RU2010152459/03 A RU 2010152459/03A RU 2010152459 A RU2010152459 A RU 2010152459A RU 2451054 C1 RU2451054 C1 RU 2451054C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- oil
- rest
- sieve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к составам для кислотной обработки пласта. Технический результат - предотвращение образования асфальто-смолистых отложений, снижение коррозионной агрессивности состава, снижение скорости растворения карбонатной породы, высокая поверхностная активность на границе с нефтью, высокие нефтеотмывающие свойства и высокая проникающая способность состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, 0,25-2,0, соляную кислоту в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0, воду - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Многофункциональный кислотный состав (МКС) относится к области нефтедобычи, в частности, к составам для кислотной обработки пласта, и может быть использован в процессе освоения скважин для обработки коллекторов в призабойной зоне пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий 95% раствора соляной кислоты и 5% уксусной кислоты (Б.Г.Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: "ВНИИОЭНГ", 1972 г., с.51). Указанный состав обеспечивает предотвращение загрязнения призабойной зоны железосодержащими осадками.
Однако указанный состав образует стойкие и плотные нефтекислотные эмульсии, которые снижают проницаемость призабойной зоны, препятствуют проникновению последующих порций кислотного состава в пласт и осложняют последующий вызов притока нефти из пласта.
Кроме того, известный состав характеризуется высоким значением межфазного поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, что дополнительно затрудняет проникновение этого состава в нефтенасыщенную часть пласта.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий 0,2-10,0%-ный раствор в минерализованной воде продукта конденсации третичного амина с хлористым бензилом (выпускается промышленностью под торговой маркой ИВВ-1) и 6-24%-ный водный раствор соляной кислоты при их объемном соотношении 1:(0,9-1,1) (патент РФ № 2065032, Е21В 43/22, 1993 г.).
Недостатками указанного состава являются:
- недостаточно эффективное снижение межфазного поверхностного натяжения на границе раздела состава с нефтью, особенно при низких концентрациях в составе ИВВ-1 (менее 2%);
- возможность использования состава только при низком содержании ионов железа в пластовых флюидах, т.к. состав не способен связывать Fe2+ и Fe3+. За счет указанных недостатков снижается проникающая способность известного состава в пласт.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для кислотной обработки скважин (пат. РФ №2138634, Е21В 43/27, 03.08.1998 г.), содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту, уксусную кислоту и воду, причем в качестве поверхностно-активного вещества состав содержит продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода (ПВТА) 0,03-0,3
уксусная кислота 2,5-3,0
соляная кислота 10,0-24,0
вода - остальное
Указанный состав эффективен за счет обеспечения диспергирования асфальто-смолистых отложений и исключения образования железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий при одновременном сохранении свойства предотвращения образования нефтекислотных эмульсий. По предположению авторов патента-прототипа, продукт взаимодействия третичных аминов с пероксидом водорода способен в кислой среде переходить в четвертичную аммониевую соль, содержащую гидроксогруппу при атоме азота, что и обуславливает высокие гидрофобизирующие свойства состава, и снижает межфазное поверхностное натяжение на границе с нефтью. Авторы предполагают, что обеспечение диспергирования АСПО достигается за счет высокой поверхностной активности, а исключение образования железосодержащих стабилизаторов нефтяных эмульсий обеспечивается за счет комплексообразования ионов железа с уксусной кислотой и ПАВ.
К недостаткам указанного состава относится неспособность предотвращения образования АСПО при контакте кислотного состава с нефтью после растворения коррозионных отложений при прохождении через насосно-компрессорные трубы. Кислотный состав по прототипу может только диспергировать образуемые АСПО, но не предотвращать их образование. Следует отметить, что кислотный состав, содержащий соединения трехвалентного железа, вызывает при контакте с нефтью выпадение асфальто-смолистых отложений, которые кольматируют призабойную зону скважин. Соединения двухвалентного железа такими свойствами не обладают. Другим недостатком прототипа является высокая скорость коррозии. Скорость коррозии стали Ст.3 при 20°С составляет более 20 г/м2ч, что в 100 раз превышает нормативы по скорости коррозии стали в кислых средах (обычно менее 0,2 г/м2ч).
Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности кислотного состава за счет предотвращения образования асфальто-смолистых отложений, при снижении коррозионной агрессивности состава, а также за счет снижения скорости растворения карбонатной породы и высокой поверхностной активности на границе с нефтью. Это обеспечивает высокие нефтеотмывающие свойства и высокую проникающую способность состава.
Поставленная задача решается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду, отличается тем, что в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием
СОП-10н | 0,25-2,0 |
Соляная кислота в пересчете на хлористый водород | 10,0-24,0 |
Вода | остальное |
Дополнительно состав может содержать уксусную кислоту в количестве 2,0-4,0 мас.%. Дополнительно состав может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,3-0,5 мас.%.
Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, снижая коррозионную агрессивность кислотного состава, предотвращает выпадение АСПО за счет вредного влияния солей трехвалентного железа, попадающих в кислотный раствор за счет растворения отложения продуктов коррозии на стенках нефтепромыслового оборудования в процессе закачки состава. Кроме того, СОП-10н обеспечивает нефтеотмывающие свойства, проникающую способность предлагаемого кислотного состава.
Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена выпускается под техническим названием СОП-10н по ТУ 2481-004-11084661-2002. По внешнему виду это вязкая жидкость светло-желтого или светло-коричневого цвета. Массовая доля основного вещества - не менее 30% (остальное - вода). Водородный показатель (рН) 1% водного раствора 5,0-7,0, малоопасное вещество.
Используется в качестве активной основы при производстве моющих и чистящих средств, как эмульгатор и смачиватель в составах различного назначения. В частности, применяется:
- в качестве активной основы малопенных технических моющих средств для мытья грузового транспорта, подвижного состава, промышленного оборудования, емкостей, тары и т.д.
- как смачиватель в целлюлозно-бумажной промышленности, при производстве кино-фотопленок, в других технологических процессах;
- в кожевенном, меховом и суконном производстве для обезжиривания.
Для приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы также следующие вещества:
- соляная кислота (НСl), которая выпускается по ТУ 6-01-04689381-85-92 в виде водного раствора 20-24%-ной концентрации;
- ингибиторы коррозии: Ингибитор «ВИКОР-ИСК» по ТУ 2458-308002033-12-2009, Ингибитор кислотной коррозии и бактерицид «НАПОР-КБ» по ТУ 2458-022-12956038-2006,
- нефть Тевлинско-Русскинского месторождения (Тюменская область).
В лабораторных условиях готовились составы с различным соотношением ингредиентов, которые испытывались на коррозионную агрессивность по отношению к стали марки Ст.3, растворяющую способность по отношению к карбонату кальция, совместимость с нефтью, межфазную активность на границе с углеводородами.
Коррозионную агрессивность состава оценивали гравиметрическим методом - по потере массы образцов. В качестве образцов использовались плоские прямоугольные пластины с размерами 5,0×2,0×0,1 см, изготовленные из стали Ст.3. Для подвески образцов в них высверливалось отверстие диаметром 2 мм. Образцы около отверстия промаркированы цифровым клеймом. Перед проведением испытаний поверхности образцов шлифовались до шероховатости Ra не более 1,6 мкм по ГОСТ 2789-73, протирались ватой или фильтровальной бумагой, обезжиривались ацетоном, пластины выдерживаются 1 час в эксикаторе и взвешиваются на аналитических весах с погрешностью не более 0,0001 г.
Образец пластины помещали в испытательную ячейку, в качестве которой использовалась коническая колба с кислотным составом. Образцы пластин экспонировались в статическом режиме: товарная кислота испытывается при комнатной температуре в течение 24 ч, рабочий раствор кислоты (с концентрацией НСl 12%) в течение 1 ч. По истечении времени экспозиции образцы вынимались из ячеек, промывались водопроводной и дистиллированной водой, высушивались фильтровальной бумагой, протирались резинкой для снятия пленки продуктов коррозии, обезжиривались ацетоном и выдерживались в эксикаторе в течение 1 час. После чего образцы взвешивались на аналитических весах.
Скорость коррозии образцов стали в кислотном составе вычисляли по формуле:
где m1 - масса образца до испытания, г,
m2 - масса образца после испытания, г,
S - площадь поверхности образца, м2,
t - продолжительность испытаний, час.
Определение скорости взаимодействия кислотного состава с карбонатной породой проводилось следующим образом. Отшлифованный мраморный кубик с предварительно определенной площадью поверхности помещался в стеклянный стакан и взвешивался. После этого в стакан с кубиком добавляли 25 см3 кислотного состава. Для наблюдения динамики взаимодействия выбирали 4 интервала времени взаимодействия с породой (0,25; 0,5; 1,0; 2,0 час). По истечении времени взаимодействия сливали кислотный состав и быстро производили нейтрализацию карбонатной поверхности аммиачно-буферным раствором (рН 10-12). После нейтрализации мраморный кубик в стакане промывали водой. Затем стакан с кубиком помещали в сушильный шкаф (100°С). Первое взвешивание производили через 1 час, последующие через каждые 20 мин до достижения постоянного веса.
Скорость взаимодействия с карбонатной породой вычисляли по формуле:
где m1 - масса стакана и кубика до реакции, г;
m2 - масса стакана и кубика после реакции, г;
VВКП - скорость взаимодействия с карбонатной породой, г/см2·час;
S - площадь поверхности кубика, см2;
t - время реакции, час.
Изучение совместимости кислотного состава с нефтями по методике ТНК-ВР на совместимость, эмульсеобразование / «Стандарт ТНК-ВР по проведению кислотных обработок», Редакция 1.0, Ноябрь 2006 (TNK-BP Acid QAQC Standards, Version 1.0, November 2006 - Well Intervention Technology Block, Moscow).
В процессе закачки кислотного состава в скважину может иметь место растворение продуктов коррозии с поверхности НКТ и попадание их вместе с кислотным составом в пласт. При контакте кислотных растворов, содержащих трехвалентное железо, с нефтями может происходить выпадение продуктов окисления компонентов нефти и сгустков, которые кольматируют поровое пространство. Кислотные составы для интенсификации работы скважин не должны при контакте с нефтями образовывать сгустки.
Готовится раствор хлорного железа в воде с концентрацией по иону Fe3+ 100000 ppm. Порядок приготовления: для приготовления 100 г раствора хлорного железа указанной концентрации берется 48,3 г FeCl3*6H2O и 51,7 г воды.
В исследуемые растворы кислотного состава вводили полученный раствор хлорного железа в количестве 2,5 мл на 50 мл кислотного состава.
В пробирку заливаются равные по объему количества кислотной композиции, содержащей железо, и нефти со скважины. Смесь тщательно перемешивается путем взбалтывания и помещается в термошкаф при температуре, равной пластовой, на 30 мин. По истечении указанного времени визуально проверяется содержимое в пробирке на образование эмульсии. После чего содержимое фильтруется через металлическое сито из меди с ячейкой 200 на предмет образования сгустков. Состав считается выдержавшим испытание, если содержимое пробирок фильтруется за достаточно короткий промежуток времени через сито и на сите не остается осадка АСПО или твердой фазы.
Межфазную активность оценивали по замеру межфазного натяжения по методу объема капель с помощью сталагмометра марки СТ-1 (Сталагмометр СТ-1. Руководство по эксплуатации СТ-1 РЭ. ТУ-4318-010-04698277-2006).
Результаты всех проведенных испытаний приведены в таблице.
Как видно из таблицы, предложенный состав обнаруживает многофункциональные свойства, в том числе неочевидно низкую коррозионную активность, соответственно состав предотвращает попадание солей трехвалентного железа в нефтяную фазу и выпадение за счет этого АСПО. Состав имеет также пониженную скорость растворения карбонатной породы и высокую поверхностную активность на границе с нефтью. Это обеспечивает высокие нефтеотмывающие свойства и высокую проникающую способность состава. Для дальнейшего снижения коррозионной агрессивности до уровня ниже 0,2 г/ м2ч, в состав дополнительно вводят ингибитор коррозии. Уксусная кислота может вводиться в качестве стабилизатора для предотвращения выпадения осадков гидроксида трехвалентного железа из истощенного раствора соляной кислоты (Кристиан М., Сокол С., Констатнеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. с румынск. М.: Недра, 1985, с.96-97).
Таблица | ||||||||||
Результаты тестирования многофункционального кислотного состава (МКС) | ||||||||||
№ | Свойства многофункциональных кислотных составов, мас.% | Скорость коррозии стали марки Ст.3 при 20°С, г/м2ч | Скорость растворения карбонатов при 20°С, г/м2ч | Совместимость с нефтью | Межфазное натяжение на границе с нефтью, мН/м | |||||
HCl | СН3СООН | СОП-10н | ПВТА*) | Ингиби тор коррозии |
Вода | |||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
1 | 12 | - | 0,1 | - | 0,5 | остальное | 0,08 | 342 | Выпадение АСПО на сите | 0,1 |
2 | 12 | 2,0 | 0,5 | - | - | остальное | 2,9 | 321 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,08 |
3 | 12 | - | 0,5 | - | - | остальное | 2,3 | 246 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,12 |
4 | 12 | 4,0 | 1,0 | - | - | остальное | 3,4 | 227 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,15 |
5 | 12 | - | 0,25 | - | 0,5 | остальное | 0,07 | 285 | Следы АСПО на сите | 0,08 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
6 | 12 | - | 0,5 | - | 0,5 | остальное | 0.05 | 230 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,06 |
7 | 12 | - | 1,0 | - | 0,5 | остальное | 0,04 | 165 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,05 |
8 | 12 | - | 1,5 | - | 0,5 | остальное | 0,03 | 148 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,03 |
9 | 10 | - | 2,0 | - | 0,5 | остальное | 0,04 | 132 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,03 |
10 | 15 | 2,0 | 0,25 | - | 0,5 | остальное | 0,14 | 378 | Следы АСПО на сите | 0,12 |
11 | 24 | 3,0 | 0,5 | - | 0,5 | остальное | 0,18 | 863 | Следы АСПО на сите | 0,09 |
12 | 12 | 4,0 | 1,0 | - | 0,5 | остальное | 0,06 | 158 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,07 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
13 | 12 | - | - | - | 0,3 | остальное | 0,13 | 392 | Выпадение АСПО на сите | 2,7 |
14 | 12 | - | - | - | 0,5 | остальное | 0,09 | 373 | Выпадение АСПО на сите | 1,4 |
15 | 12 | 2,0 | - | - | 0,3 | остальное | 0,12 | 316 | Выпадение АСПО на сите | 2,9 |
16 | 12 | 4,0 | - | - | 0,5 | остальное | 0,112 | 344 | Выпадение АСПО на сите | 2,1 |
17 | 10 | - | 0,25 | - | - | остальное | 2,7 | 193 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,14 |
18 | 24 | - | 2,0 | - | - | остальное | 15,4 | 944 | Следы АСПО на сите | 0,1 |
19 | 15 | - | 1,0 | - | - | остальное | 5,6 | 428 | Осадок АСПО на сите отсутствует | 0,18 |
20 | 24 | - | 2,5 | - | - | остальное | 12,8 | 795 | Следы АСПО на сите | 0,09 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
21 | 8,0 | - | 0,1 | - | - | остальное | 3,4 | 206 | Выпадение АСПО на сите | 0,21 |
Прототип | ||||||||||
22 | 12 | 2,5 | - | 0,3 | - | остальное | 20,5 | 3700 | Выпадение АСПО на сите | 0,08 |
23 | 12 | 3,0 | - | 0,15 | - | остальное | 36,8 | 3960 | Выпадение АСПО на сите | 0,04 |
*) ПВТА - продукт взаимодействия третичного амина с пероксидом водорода |
Claims (3)
1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий поверхностно-активное вещество, соляную кислоту и воду, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров пропилена, выпускаемую под техническим названием СОП-10н, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Смесь динатриевой соли моноэфиров сульфоянтарной
кислоты и этоксилатов алкилфенолов на основе тримеров
пропилена, выпускаемую под
техническим названием СОП-10н 0,25-2,0
Соляная кислота в пересчете на хлористый водород 10,0-24,0
Вода Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что содержит дополнительно уксусную кислоту в количестве 2,0-4,0 мас.%.
3. Состав по п.1 или п.2, отличающийся тем, что содержит дополнительно ингибитор коррозии в количестве 0,3-0,5 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010152459/03A RU2451054C1 (ru) | 2010-12-22 | 2010-12-22 | Многофункциональный кислотный состав (мкс) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010152459/03A RU2451054C1 (ru) | 2010-12-22 | 2010-12-22 | Многофункциональный кислотный состав (мкс) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2451054C1 true RU2451054C1 (ru) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230732
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010152459/03A RU2451054C1 (ru) | 2010-12-22 | 2010-12-22 | Многофункциональный кислотный состав (мкс) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2451054C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2677525C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
SU1641984A1 (ru) * | 1989-03-10 | 1991-04-15 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2065032C1 (ru) * | 1993-12-23 | 1996-08-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад.А.П.Крылова | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2138634C1 (ru) * | 1998-08-03 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
UA39651A (ru) * | 2000-11-28 | 2001-06-15 | Закрите акціонерне товариство "Міжнародний науково-технічний Університет" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2010
- 2010-12-22 RU RU2010152459/03A patent/RU2451054C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
SU1641984A1 (ru) * | 1989-03-10 | 1991-04-15 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2065032C1 (ru) * | 1993-12-23 | 1996-08-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад.А.П.Крылова | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2138634C1 (ru) * | 1998-08-03 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
UA39651A (ru) * | 2000-11-28 | 2001-06-15 | Закрите акціонерне товариство "Міжнародний науково-технічний Університет" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с.41-99. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2677525C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-01-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324367B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av et vannsystem som inneholder eller er i kontakt med en metallsulfidavleiring. | |
EP2855652B1 (en) | Surfactant composition | |
RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
US11359126B2 (en) | Formulation and method for dissolution of metal sulfides, inhibition of acid gas corrosion, and inhibition of scale formation | |
CA2817627A1 (en) | Foamers for downhole injection | |
RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
US11014875B2 (en) | Hydroxysultaine- and sulfobetaine-based geminal zwitterionic liquids, method for obtaining same, and use thereof as wettability modifiers having corrosion inhibiting properties | |
RU2451054C1 (ru) | Многофункциональный кислотный состав (мкс) | |
RU2494136C1 (ru) | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов | |
RU2387692C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
EP3642300B1 (en) | Naphthenate inhibition | |
RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
RU2505623C1 (ru) | Состав для предотвращения неорганических отложений | |
RU2625129C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
RU2709869C1 (ru) | Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины | |
RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
EP2504407B1 (en) | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons | |
RU2781206C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважины | |
RU2244805C1 (ru) | Твердый состав для предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа при добыче и транспорте нефти | |
RU2704167C1 (ru) | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121223 |