RU2482153C1 - Water well filter regeneration solution - Google Patents

Water well filter regeneration solution Download PDF

Info

Publication number
RU2482153C1
RU2482153C1 RU2011137732/03A RU2011137732A RU2482153C1 RU 2482153 C1 RU2482153 C1 RU 2482153C1 RU 2011137732/03 A RU2011137732/03 A RU 2011137732/03A RU 2011137732 A RU2011137732 A RU 2011137732A RU 2482153 C1 RU2482153 C1 RU 2482153C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acid
water well
water
corrosion inhibitor
filter
Prior art date
Application number
RU2011137732/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011137732A (en
Inventor
Александр Яковлевич Третьяк
Максим Леонидович Бурда
Сергей Александрович Онофриенко
Александр Александрович Третьяк
Original Assignee
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)" filed Critical Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Российский государственный технический университет (Новочеркасский политехнический институт)"
Priority to RU2011137732/03A priority Critical patent/RU2482153C1/en
Publication of RU2011137732A publication Critical patent/RU2011137732A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2482153C1 publication Critical patent/RU2482153C1/en

Links

Landscapes

  • Detergent Compositions (AREA)
  • Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)

Abstract

FIELD: chemistry.
SUBSTANCE: invention relates to exploratory drilling, particularly restoration of water well discharge having fallen over time due to the deposition of salts contained in the water (CaCO3, MgCO3, CaSO4) on the filter surface. The water well filter regeneration solution contains, wt %: trichloroacetic acid 10-17; sulphamic acid 8-11; corrosion inhibitor KPI-19 0.3-0.5; surfactant OP-10 0.5-1.0; water - the balance.
EFFECT: high degree of cleaning water well filters.
1 tbl

Description

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхность фильтра содержащихся в воде солей (СаСО3, MgCO3, CaSO4).The invention relates to the field of exploration drilling, in particular, restoration of the flow rate of hydrogeological wells, which decreased after some time due to the precipitation of salts contained in the water (CaCO 3 , MgCO 3 , CaSO 4 ) on the filter surface.

Известна регенерация фильтров путем механического удаления фильтрационной корки или с помощью кислот, щелочей и т.д., т.е. химические способы [см. В.М.Гаврилко, B.C.Алексеев. Фильтры буровых скважин, 2-изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1976 г.].It is known to regenerate filters by mechanically removing the filter cake or using acids, alkalis, etc., i.e. chemical methods [see V.M. Gavrilko, B.C. Alekseev. Drillhole Filters, 2-ed. reslave. and add. - M .: Nedra, 1976].

Недостатком является сравнительно низкая степень очистки фильтров.The disadvantage is the relatively low degree of filter cleaning.

Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (Патент РФ №2337126), содержащий в мас.%: фторид аммония 18,5-27,75, или бифторид аммония 14,25-28,5, или бифторид-фторид аммония 17,0-29,75, сульфаминовую кислоту в эквимолекулярном количестве, водорастворимый полимер 0,3-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0, комплексен 0,01-3,0, утяжелитель - остальное.Known acid composition for treating terrigenous reservoirs (RF Patent No. 2337126), containing in wt.%: Ammonium fluoride 18.5-27.75, or ammonium bifluoride 14.25-28.5, or ammonium bifluoride-ammonium fluoride 17.0- 29.75, sulfamic acid in an equimolecular amount, a water-soluble polymer of 0.3-5.0, a highly dispersed hydrophobic material of 0.1-3.0, complex 0.01-3.0, weighting agent - the rest.

К недостаткам данных веществ относится их высокая стоимость, высокая коррозионная активность, слабая активность по отношению к карбонатным отложениям, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин.The disadvantages of these substances include their high cost, high corrosivity, low activity in relation to carbonate deposits, low degree of purification of the filter of hydrogeological wells.

Известно, что отложения этих солей хорошо растворяются кислотой или смесями минеральных кислот - азотной и фосфорной, но при этом происходит значительная коррозия металла. Азотная кислота берется концентрированной, что связано с определенной степенью опасности, растворение солей происходит медленно и не до конца. Поэтому в практике гидрогеологических работ по регенерации фильтров, как правило, применяют более слабые органические кислоты (адипиновую, лимонную, сульфаминовую, этилендиаминтетрауксусную и т.д.).It is known that deposits of these salts are well dissolved by acid or mixtures of mineral acids - nitric and phosphoric, but significant corrosion of the metal occurs. Nitric acid is taken concentrated, which is associated with a certain degree of danger, the dissolution of salts occurs slowly and not completely. Therefore, in the practice of hydrogeological work on filter regeneration, as a rule, weaker organic acids (adipic, citric, sulfamic, ethylenediaminetetraacetic, etc.) are used.

Известен раствор - Патент РФ №2213069, взятый за прототип, имеющий в своем составе следующие компоненты, мас.%:Known solution - RF Patent No. 2213069, taken as a prototype, having in its composition the following components, wt.%:

Сульфаминовая кислотаSulfamic acid 85-9085-90 Аммоний хлористыйAmmonium chloride 8-108-10 ТиомочевинаThiourea 0,5-1,0 (ингибитор коррозии)0.5-1.0 (corrosion inhibitor) Нитрилотриметилфосфоновая кислотаNitrilotrimethylphosphonic acid 1,0-4,5% (ингибитор коррозии)1.0-4.5% (corrosion inhibitor)

К недостаткам данного состава раствора относится: высокая стоимость, высокая коррозионная активность, т.к. ингибитор коррозии тиомочевина и нитрилотриметилфосфоновая кислота не обладают высоким защитным эффектом по отношению к стали, медным и латунным сплавам, слабая активность по отношению к карбонатным отложениям, низкая степень очистки фильтра гидрогеологических скважин, присутствие солей аммония в растворе является губительным для флоры и фауны.The disadvantages of this composition of the solution include: high cost, high corrosion activity, because corrosion inhibitor thiourea and nitrilotrimethylphosphonic acid do not have a high protective effect with respect to steel, copper and brass alloys, weak activity against carbonate deposits, low degree of purification of the filter of hydrogeological wells, the presence of ammonium salts in the solution is detrimental to flora and fauna.

Задачей изобретения является создание нового раствора с высокой степенью очистки фильтров гидрогеологических скважин.The objective of the invention is to create a new solution with a high degree of purification of filters of hydrogeological wells.

Указанная задача достигается тем, что раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин содержит сульфаминовую кислоту и ингибитор коррозии, причем раствор дополнительно содержит трихлоруксусную кислоту, и поверхностно-активное вещество ОП-10, а в качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии КПИ-19, при следующих соотношениях компонентов в мас.%:This problem is achieved in that the solution for the regeneration of filters of hydrogeological wells contains sulfamic acid and a corrosion inhibitor, the solution additionally containing trichloroacetic acid and a surfactant OP-10, and a corrosion inhibitor KPI-19 is used as a corrosion inhibitor, with the following ratios components in wt.%:

Трихлоруксусная кислотаTrichloroacetic acid 10-1710-17 Сульфаминовая кислотаSulfamic acid 8-118-11 Ингибитор коррозии КПИ-19Corrosion Inhibitor KPI-19 0,3-0,50.3-0.5 Поверхностно-активнее вещество - ОП-10Surfactant - OP-10 0,5-1,00.5-1.0 ВодаWater остальноеrest

Предложенный раствор наряду с защитой от коррозии разрушает кристаллы солей СаСО3, MgCO3, CaSO4 и предотвращает образование кристаллических структур солей вторично.The proposed solution along with corrosion protection destroys the crystals of salts CaCO 3 , MgCO 3 , CaSO 4 and prevents the formation of crystalline structures of salts for the second time.

Заявляемый раствор является менее агрессивным по отношению к металлам, т.к. содержит трихлоруксусную кислоту (которая обладает антисептической активностью), концентрация химических реагентов в 2-3 раза меньше, чем у известных аналогов. За счет оригинального подбора химических реагентов удалось добиться синергетического эффекта раствора, т.е. каждый последующий химреагент (трихлоруксусная кислота, сульфаминовая кислота) усиливает растворимость отложений солей на фильтрующей поверхности фильтра.The inventive solution is less aggressive towards metals, because contains trichloroacetic acid (which has antiseptic activity), the concentration of chemicals is 2-3 times less than that of known analogues. Due to the original selection of chemical reagents, it was possible to achieve a synergistic effect of the solution, i.e. each subsequent chemical reagent (trichloroacetic acid, sulfamic acid) enhances the solubility of salt deposits on the filter surface of the filter.

Технология регенерации фильтров гидрогеологических скважин заключается в следующем: полученный путем смешения комплексный сухокислотный реагент растворяют в воде и перемешивают в растворомешалке, добавляя ингибитор и ПАВ. После этого с помощью бурового насоса прокачивают раствор через гидроерш, спущенный во внутрь фильтра, при этом гидроерш перемещается на бурильных трубах с помощью лебедки бурового станка вверх-вниз, по всей длине фильтра.The technology for regenerating filters in hydrogeological wells is as follows: the complex dry-acid reagent obtained by mixing is dissolved in water and mixed in a solution mixer, adding an inhibitor and a surfactant. After that, with the help of a mud pump, the solution is pumped through a hydroscope, lowered into the inside of the filter, while the hydroscope is moved up and down on the drill pipes using the winch of the drilling rig along the entire length of the filter.

В механизме синергетического эффекта подтверждена лабораторными опытами составляющая доля действия каждого реагента, обозначенная как:In the mechanism of the synergistic effect, laboratory experiments have confirmed a component of the action of each reagent, designated as:

1. Трихлоруксусная кислота (ССl3СООН) - бесцветные гигроскопические кристаллы, продукт органического синтеза получают путем окисления хлораля, легко растворяется в воде.1. Trichloroacetic acid (CCl 3 COOH) - colorless hygroscopic crystals, the product of organic synthesis is obtained by oxidation of chloral, readily soluble in water.

2. Сульфаминовая кислота (NH2SO2OH) - бесцветные кристаллы ромбической сингонии, получают взаимодействием мочевины с SO3 и H2SO4, легко растворяется в воде. Обладает значительно меньшей коррозионной активностью, чем соляная и серная кислоты.2. Sulfamic acid (NH 2 SO 2 OH) - colorless crystals of rhombic syngony, obtained by the interaction of urea with SO 3 and H 2 SO 4 , is readily soluble in water. It has significantly less corrosion activity than hydrochloric and sulfuric acids.

3. Ингибитор коррозии (КПИ-19) обладает высоким защитным эффектом по отношению к стали, медным и латунным сплавам. Это особенно актуально учитывая то, что чаще всего обсадная колонна стальная, а сетка латунная или стальная. КИИ-19 защищает стали и их сплавы от травления в растворах различных кислот.3. The corrosion inhibitor (KPI-19) has a high protective effect in relation to steel, copper and brass alloys. This is especially true given that most often the casing is steel, and the grid is brass or steel. KII-19 protects steels and their alloys from etching in solutions of various acids.

4. Поверхностно-активное вещество (ОП-10) уменьшает поверхностное натяжение на границе фильтрующая поверхность фильтра - отложение солей, улучшает разрушение карбонатных отложений на поверхности фильтра.4. Surfactant (OP-10) reduces the surface tension at the boundary of the filter surface of the filter - the deposition of salts, improves the destruction of carbonate deposits on the surface of the filter.

Реакция кислот с отложениями солей на поверхности фильтра протекает следующим образом:The reaction of acids with salt deposits on the surface of the filter proceeds as follows:

Сульфаминовая кислота NН2SO3НSulfamic acid NH 2 SO 3 N

СаСО3+NН2SO3Н→Са2++NH2SO3+СО2↑+H2OCaCO 3 + NH 2 SO 3 H → Ca 2+ + NH 2 SO 3 + CO 2 ↑ + H 2 O

MgCO3+NH2SO3H→Mg2++NH2SO3+CO2↑+H2OMgCO 3 + NH 2 SO 3 H → Mg 2+ + NH 2 SO 3 + CO 2 ↑ + H 2 O

CaSO4+NН2SO3Н→Ca2++NH2SO3+H2S↑+Н2ОCaSO 4 + NH 2 SO 3 H → Ca 2+ + NH 2 SO 3 + H 2 S ↑ + H 2 O

Трихлоруксусная кислота ССl3СООНTrichloroacetic acid CCl 3 COOH

СаСО3+2ССl3СООН→[ССl3СОО]2Са+↑CO2+Н2ОCaCO 3 + 2CCl 3 COOH → [CCl 3 COO] 2 Ca + ↑ CO 2 + H 2 O

MgCO3+2ССl3СООН→[CCl3COO]2Mg+↑СO2+Н2OMgCO 3 + 2CCl 3 COOH → [CCl 3 COO] 2 Mg + ↑ CO 2 + H 2 O

CaSO4+2ССl3СООН→[ССl3СОО]2Са+↑H2S+Н2OCaSO 4 + 2CCl 3 COOH → [CCl 3 COO] 2 Ca + ↑ H 2 S + H 2 O

Продукты реакции не являются экологически вредными для окружающей среды, фильтр полностью очищается и готов к работе.The reaction products are not environmentally harmful to the environment, the filter is completely cleaned and ready for use.

Выполненные лабораторные исследования (табл.1) подтвердили высокую растворяющую способность раствора, причем наилучшие результаты получены, когда концентрация составляет:The performed laboratory studies (Table 1) confirmed the high solubility of the solution, with the best results being obtained when the concentration is:

Трихлоруксусная кислотаTrichloroacetic acid 15% (опыт №6)15% (experience No. 6) Сульфаминовая кислотаSulfamic acid 10% (опыт №6)10% (experience No. 6) Ингибитор коррозии КПИ-19Corrosion Inhibitor KPI-19 0,4% (опыт №6)0.4% (experiment No. 6) Поверхностно-активнее вещество - ОП-10Surfactant - OP-10 0,7% (опыт №6)0.7% (experiment No. 6) ВодаWater остальноеrest

Таблица 1Table 1 Растворяющая способность растворовSolvent Capacity Наименование кислотName of acids Состав сухокислотного реагента, мас., %The composition of the dry acid reagent, wt.% 1one 22 33 4four 55 66 77 88 99 ТрихлоруксуснаяTrichloroacetic 55 55 55 1010 1010 15fifteen 1616 18eighteen 1717 СульфаминоваяSulfamic 77 88 1010 1010 1010 1010 11eleven 11eleven 1212 Время возд-я р-ра на кольматант, мин:Air-time of r-ra on colmatant, min: Растворение кольматанта, гDissolution of Kolmatant, g 55 4,94.9 4,74.7 3,93.9 4,14.1 4,24.2 5,55.5 5,35.3 4,74.7 6,26.2 1010 6,16.1 6,26.2 5,25.2 5,85.8 5,95.9 7,67.6 6,96.9 5,75.7 7,47.4 15fifteen 6,96.9 6,86.8 5,95.9 6,66.6 6,76.7 8,38.3 7,77.7 6,36.3 8,18.1 20twenty 7,57.5 7,37.3 6,66.6 7,47.4 7,37.3 8,68.6 8,38.3 6,96.9 8,58.5 30thirty 8,18.1 7,77.7 7,17.1 7,77.7 7,77.7 8,88.8 9,09.0 7,57.5 8,78.7 4545 8,98.9 8,68.6 7,67.6 8,78.7 8,68.6 9,59.5 9,59.5 7,87.8 9,29.2

В каждом из девяти опытов концентрация КПИ-19 изменялась от 0,3% до 0,5%, а концентрация ОП-10 изменялась от 0,5% до 1,0%.In each of the nine experiments, the concentration of KPI-19 varied from 0.3% to 0.5%, and the concentration of OP-10 varied from 0.5% to 1.0%.

Таким образом наилучший синергетический эффект получен при выполнении опыта №6, что позволило с 1 метра сетчатого фильтра диаметром 40 мм растворить за 45 мин 9,5 г кольматанта, то есть фильтр очистился полностью.Thus, the best synergistic effect was obtained when experiment No. 6 was carried out, which made it possible to dissolve 9.5 g of colmatant from a 1 meter mesh filter with a diameter of 40 mm in 45 minutes, that is, the filter was completely cleaned.

Проведенные исследования позволяют утверждать, что время растворения кольматента на поверхности фильтра в количестве 45 мин является оптимальным и может быть рекомендовано к внедрению на скважинах, требующих выполнения работ по регенерации.The conducted studies suggest that the dissolution time of the kolmatent on the filter surface in the amount of 45 minutes is optimal and can be recommended for implementation in wells requiring regeneration work.

Claims (1)

Раствор для регенерации фильтров гидрогеологических скважин, содержащий сульфаминовую кислоту и ингибитор коррозии, отличающийся тем, что дополнительно содержит трихлоруксусную кислоту и поверхностно-активное вещество ОП-10, а в качестве ингибитора коррозии используют ингибитор коррозии КПИ-19 при следующих соотношениях компонентов, мас.%:
Трихлоруксусная кислота 10-17 Сульфаминовая кислота 8-11 Ингибитор коррозии КПИ-19 0,3-0,5 Поверхностно-активное вещество ОП-10 0,5-1,0 Вода Остальное
A solution for the regeneration of filters of hydrogeological wells containing sulfamic acid and a corrosion inhibitor, characterized in that it further contains trichloroacetic acid and a surfactant OP-10, and a corrosion inhibitor KPI-19 is used as a corrosion inhibitor in the following ratios of components, wt.% :
Trichloroacetic acid 10-17 Sulfamic acid 8-11 Corrosion Inhibitor KPI-19 0.3-0.5 Surfactant OP-10 0.5-1.0 Water Rest
RU2011137732/03A 2011-09-13 2011-09-13 Water well filter regeneration solution RU2482153C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011137732/03A RU2482153C1 (en) 2011-09-13 2011-09-13 Water well filter regeneration solution

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011137732/03A RU2482153C1 (en) 2011-09-13 2011-09-13 Water well filter regeneration solution

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011137732A RU2011137732A (en) 2013-03-20
RU2482153C1 true RU2482153C1 (en) 2013-05-20

Family

ID=48789840

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011137732/03A RU2482153C1 (en) 2011-09-13 2011-09-13 Water well filter regeneration solution

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2482153C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2599150C1 (en) * 2015-08-03 2016-10-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction
RU2688621C1 (en) * 2018-08-01 2019-05-21 Александр Александрович Третьяк Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2213069C2 (en) * 2001-08-01 2003-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Радуга-Плюс" Antiscaling compound
RU2244114C1 (en) * 2004-02-25 2005-01-10 Воропанов Виктор Егорович Composition for treating bottom zones of wells
RU2244805C1 (en) * 2003-07-21 2005-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Hard compound for preventing sedimentations of non-organic salts and ferrum sulfide during extraction and transportation of oil
EA007769B1 (en) * 2004-10-07 2006-12-29 Елена Александровна Румянцева Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone
RU2301248C1 (en) * 2005-11-01 2007-06-20 Сергей Николаевич Веселков Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone
US7427584B2 (en) * 2001-10-25 2008-09-23 Schlumberger Technology Corporation Treating composition
RU2337126C2 (en) * 2006-10-10 2008-10-27 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions)
RU2375554C2 (en) * 2008-02-15 2009-12-10 Флорит Сагитович Гарифуллин Method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in production well complicated with scaling

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2213069C2 (en) * 2001-08-01 2003-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Радуга-Плюс" Antiscaling compound
US7427584B2 (en) * 2001-10-25 2008-09-23 Schlumberger Technology Corporation Treating composition
RU2244805C1 (en) * 2003-07-21 2005-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" Hard compound for preventing sedimentations of non-organic salts and ferrum sulfide during extraction and transportation of oil
RU2244114C1 (en) * 2004-02-25 2005-01-10 Воропанов Виктор Егорович Composition for treating bottom zones of wells
EA007769B1 (en) * 2004-10-07 2006-12-29 Елена Александровна Румянцева Dry-acidic compositions for treating terrigenous reservoirs and de-argilization of well bottom zone
RU2301248C1 (en) * 2005-11-01 2007-06-20 Сергей Николаевич Веселков Base of composition for oxygen treatment of terrigenous reservoir and declaying of bottomhole formation zone
RU2337126C2 (en) * 2006-10-10 2008-10-27 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Acidic composition for terrigenous reservoirs treatment and scale elimination (versions)
RU2375554C2 (en) * 2008-02-15 2009-12-10 Флорит Сагитович Гарифуллин Method of bottom hole pumping equipment overhaul period increase in production well complicated with scaling

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2599150C1 (en) * 2015-08-03 2016-10-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Composition for preventing formation of salt deposits during oil and gas extraction
RU2688621C1 (en) * 2018-08-01 2019-05-21 Александр Александрович Третьяк Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011137732A (en) 2013-03-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP7204682B2 (en) Novel modified acid compositions as replacements for conventional acids in the oil and gas industry
US11891703B2 (en) Corrosion inhibition package
WO2018018129A1 (en) Lysine: hydrochloride synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry
WO2018026436A1 (en) Composition and method for making converter-dissolver composition for dissolving metal sulfate scales from surfaces
RU2482153C1 (en) Water well filter regeneration solution
US3696040A (en) Composition for removal of calcium sulfate deposits
US11136491B2 (en) Iron sulfide removal in oilfield applications
CN111100618A (en) Water well acidizing well washing agent based on sulfamic acid and preparation method thereof
RU2688621C1 (en) Solution for regeneration of filters of hydro-geological wells
JP2021529878A (en) New corrosion inhibitors for various acids
RU2232879C1 (en) Method for processing of formation face zone
RU2717850C1 (en) Reagent composition for dissolving carbonate colmatant
RU2824107C1 (en) Acid composition for treatment of borehole zone of carbonate formation
RU2726089C1 (en) Method of processing gas wells of underground gas storages
RU2417302C1 (en) Procedure preventing strap of upper part of drill string
AU2020409433A1 (en) Novel modified acid compositions
GB2314865A (en) Removal of sulphate scale from surfaces
RU2628355C1 (en) Stimulator of oil-bearing formation productivity
RU2723426C1 (en) Composition for removing deposits of complex mineral-organic nature formed in a well during extraction of hydrocarbon or mineral resources
RU2778752C1 (en) HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3
US11840913B2 (en) Methods for stimulation of hydrocarbon-bearing formations while inhibiting corrosion of metal surfaces contacted by acid solutions used in stimulation
RU2230766C1 (en) Mineral salt deposit-preventing composition
EP3670631A1 (en) Novel corrosion inhibition package
Pawar et al. Iron sulfide scale removal: A Environment Friendly Approach.
UA146854U (en) The method of processing the bottomhole zone of the productive formation of wells

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180914