RU2616923C1 - Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью - Google Patents
Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью Download PDFInfo
- Publication number
- RU2616923C1 RU2616923C1 RU2016108386A RU2016108386A RU2616923C1 RU 2616923 C1 RU2616923 C1 RU 2616923C1 RU 2016108386 A RU2016108386 A RU 2016108386A RU 2016108386 A RU2016108386 A RU 2016108386A RU 2616923 C1 RU2616923 C1 RU 2616923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- composition
- corrosion inhibitor
- acid composition
- 15mps
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью. Состав включает 36%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118, пресную воду, 86,5%-ную муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор ГФ-15МПС. Технический результат заключается в получении кислотного состава, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах. 3 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью, от 5 до 20%, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти (газа) и освоения скважин путем кислотной обработки терригенного коллектора.
Известен кислотный состав (патент РФ №2386666, опубл. 20.04.2010 г.) для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий, мас. %: ингибированную соляную кислоту 9,0-15,0; фторсодержащий реагент - фтористоводородную кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония 4,0-7,4; органический растворитель - полиэтиленгликоль-4 или «Реагент-Гликойл» 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество Неонол АФ9-12 0,1-0,2; воду остальное.
Недостатком состава является низкая эффективность воздействия на высокотемпературные (>80°C) терригенные пласты, содержащие в качестве цементирующего материала карбонаты, так как наличие растворителя в составе незначительно снижает скорость реакции кислот с породой при высоких пластовых температурах. Следующим недостатком известного состава является низкая осадкоудерживающая способность по отношению к фторидам кальция (CaF2↓), что приведет к закупориванию каналов фильтрации нерастворимыми осадками фторидов, образующихся при взаимодействии фторсодержащих кислот с карбонатной составляющей терригенного пласта.
Известен состав (патент РФ №2543224, опубл. 27.02.2015 г.) для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах, содержащий, мас. %: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0; алкилбензолсульфокислоту 0,1-2,0; лимонную кислоту 0,5-3,0; уксусную кислоту 3,0-12,0; метиловый спирт 3,0-10,0; препарат ОС-20 0,5-2,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» 1,0-5,0; фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5; стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0; воду остальное.
Недостатком этого состава является его высокая коррозионная активность в условиях высоких температур.
Известен состав (патент РФ №2243369, опубл. 27.12.2004 г.) для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, содержащий, мас. %: раствор соляной кислоты 24%-ной концентрации или хлорид аммония 1,0-5,0; раствор плавиковой кислоты 50%-ной концентрации, или фторид аммония, или бифторид аммония 1,0-5,0; алкилбензолсульфокислоту 10,0-30,0; гликоль 10,0-40,0.
Недостатком применения известного состава в терригенных коллекторах является то, что при его использовании происходит выпадение осадков и кольматирование коллектора, особенно при повышенной карбонатности и высокой пластовой температуре.
Известен состав (патент РФ №2100587, опубл. 27.12.1997 г.) для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий, мас. %: смесь соляной кислоты с плавиковой 8,0-75,0; ингибитор коррозии 0,5-2,0; фосфоновую кислоту и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0; растворитель остальное.
Недостатком известного состава является то, что в процессе его использования при обработке терригенного пласта с высокой карбонатностью и пластовой температурой происходит выпадение нерастворимых осадков, кольматирующих пласт.
Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью (патент РФ №2407769, опубл. 27.12.2010 г.), принятый за прототип, содержащий алкилбензолсульфокислоту, препарат ОС-20, хлорид аммония, 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, метанол, сивушное масло, уксусную кислоту, лимонную кислоту, ингибитор коррозии «ИКУ-118» и пресную воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: алкилбензолсульфокислота 3,5-5,5; препарат ОС-20 2,5-5,5; хлорид аммония 3,5-6,5; 24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты 14-18; метанол 12,0-16,0; сивушное масло 4,0-8,0; уксусная кислота 6,0-12,0; лимонная кислота 2,5-4,5; ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,1-0,5; пресная вода - остальное.
Недостатком состава является его высокая коррозионная агрессивность в условиях высоких температур, а также данный состав не растворяет кварцевую составляющую терригенного пласта.
Техническим результатом изобретения является получение кислотного состава для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта на протяжении 3 часов, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах (до 95°C).
Технический результат достигается тем, что к смеси минеральной, органической кислот и бифторида аммония добавляются: гидрофобизатор ГФ-15МПС, представляющий собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя; комплексообразователи ионов металлов и ингибитор коррозии, мас. %: 36%-ная соляная кислота 1-3, 86,5%-ная муравьиная кислота 9-12, бифторид аммония 0-1, динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,05-0,1, эриторбат натрия 0,5-5, гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,05-0,3, ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,05-0,1.
Заявляемый кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
1. Кислота синтетическая техническая, содержащая 36% масс. HCl, выпускается по ГОСТ 857-95.
2. Кислота муравьиная техническая, содержащая не менее 86,5% масс. основного вещества, выпускается по ГОСТ 1706-78.
3. Бифторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97,0 мас. % основного вещества, выпускается по ТУ 113-08-544-83.
4. Ингибитор коррозии «ИКУ-118» представляет собой гликолевый раствор поверхностно-активных веществ и четвертичных аммониевых солей, выпускается по ТУ 2415-020-54651030-2007.
5. Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,0%, выпускается по ГОСТ 10652-73.
6. Гидрофобизатор ГФ-15МПС, представляющий собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя, выпускается по ТУ 2458-014-92627037-2012.
7. Эриторбат натрия (Е316) - белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 99,0%, CAS №6381-77-7.
8. Пресная вода.
Минимальная концентрация гидрофобизатора ГФ-15МПС, представляющего собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида, третичного амина и гликолиевого растворителя, определяется необходимым межфазным натяжением кислотного состава на границе с углеводородной фазой (не более 2,0 мН/м) и степенью замедления скорости реакции кислотного состава с карбонатной составляющей продуктивного пласта, а максимальная - технологической и экономической целесообразностью. Содержание муравьиной и соляной кислот, бифторида аммония определяется необходимой скоростью растворения и общей растворяющей способностью кислотного состава по отношению к терригенной породе в ходе реакции. Содержание динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты определяется ее способностью образовывать комплексы вокруг ионов Fe3+ и Са2+, не давая негативных последствий осадкообразования ионов трехвалентного железа из кислотного состава, а также предотвращая выпадение малорастворимых осадков фторида кальция (CaF2↓). Эриторбат натрия также выступает в роли стабилизатора ионов железа (Fe3+), но он более эффективен в условиях высоких пластовых температур. Наличие ингибитора коррозии в составе обусловлено требованиями к скорости коррозии стали как при 20°C, так и при 95°C.
В лабораторных условиях определялись следующие свойства предлагаемого состава: межфазное натяжение на границе раздела фаз между предлагаемым составом и углеводородной фазой; скорость коррозии стали в предлагаемом составе; скорость растворения карбонатной, кварцевой породы и каолинитовой глины при температуре 95°C.
Межфазное натяжение, мН/м, на границе с углеводородной фазой (керосин ТС-1) для испытуемых составов определялось при помощи системы анализа формы капли EasyDrop фирмы Kruss (Германия) по методике, прилагаемой к прибору.
Скорость коррозии стали, г/(м2⋅ч), определялась в соответствии с общепринятой методикой - по потере массы пластинок из стали марки Ст 20 размером 50,0×12,0×0,25 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном растворе при 20°C и 95°C.
Примеры приготовления кислотных составов
Пример 1 (прототип, состав №1 в таблице 1)
В стакане объемом 250 мл в 37,9 мл воды растворяют 3,5 г хлорида аммония, 2,5 г лимонной кислоты, 16,0 г метанола, 8,0 г сивушного масла, 12,0 г уксусной кислоты, 14,0 г 24%-ной соляной кислоты, 3,5 г алкилбензолсульфокислоты, 2,5 г препарата ОС-20, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:
Пресная вода | 37,9 |
Алкилбензолсульфокислота | 3,5 |
Препарат ОС-20 | 2,5 |
Хлорид аммония | 3,5 |
24%-ный раствор ингибированной соляной кислоты | 14,0 |
Метанол | 16,0 |
Сивушное масло | 8,0 |
Уксусная кислота | 12,0 |
Лимонная кислота | 2,5 |
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,1 |
Пример 2
В стакане объемом 250 мл в 84,25 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,1 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,5 г 36%-ной соляной кислоты, 12 г муравьиной кислоты, 0,5 г бифторида аммония, 1,5 г эриторбата натрия, 0,1 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,05 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:
Пресная вода | 84,25 |
36%-ная соляная кислота | 1,5 |
86,5%-ная муравьиная кислота | 12 |
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты | 0,1 |
Бифторид аммония | 0,5 |
Эриторбат натрия | 1,5 |
Гидрофобизатор ГФ-15МПС | 0,1 |
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,05 |
Пример 3
В стакане объемом 250 мл в 84,15 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,05 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 3 г 36%-ной соляной кислоты, 9 г муравьиной кислоты, 1 г бифторида аммония, 2,5 г эриторбата натрия, 0,2 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,1 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:
Пресная вода | 84,15 |
36%-ная соляная кислота | 3 |
86,5%-ная муравьиная кислота | 9 |
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты | 0,05 |
Бифторид аммония | 1 |
Эриторбат натрия | 2,5 |
Гидрофобизатор ГФ-15МПС | 0,2 |
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,1 |
Пример 4
В стакане объемом 250 мл в 84,55 мл воды при перемешивании пластмассовой палочкой растворяют 0,1 г динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 1,5 г 36%-ной соляной кислоты, 12 г муравьиной кислоты, 1,5 г эриторбата натрия, 0,1 г гидрофобизатора ГФ-15МПС, 0,05 г ингибитора коррозии «ИКУ-118» и перемешивают до полного растворения.
После перемешивания получается состав со следующим содержанием ингредиентов, мас. %:
Пресная вода | 84,55 |
36%-ная соляная кислота | 1,5 |
86,5%-ная муравьиная кислота | 12 |
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты | 0,1 |
Эриторбат натрия | 1,5 |
Гидрофобизатор ГФ-15МПС | 0,3 |
Ингибитор коррозии «ИКУ-118» | 0,05 |
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 1.
Испытания по растворению карбонатной породы или кварца проводились по методике, согласно которой количество кислотного раствора (мл) в 2,5 раза превышало площадь поверхности (см2) цилиндра карбонатной породы, имеющего диаметр 30 мм и высоту 10 мм, или кварцевой пластины, имеющей размеры 25,0×10,0×1,0 мм, пластины готовились из предметных стекол, соответствующих ГОСТ 9284-75. После изготовления примерно одинаковые по размерам цилиндры породы или кварцевые пластины помещались в сушильный шкаф, где выдерживались в течение двух часов, а затем взвешивались на аналитических весах с погрешностью до 0,0001 г. Испытуемый кислотный состав наливался в тефлоновые стаканы, после чего внутрь погружались цилиндры или пластины на фиксированное время контакта - 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут. После истечения времени контакта образца породы он извлекался из раствора, промывался 0,5 N раствором натрия гидроокиси и дистиллированной водой и помещался в сушильный шкаф на два часа.
Таким образом осуществлялся замер количества растворенной карбонатной породы или кварца по мере нейтрализации кислоты.
Долю растворенного карбоната или кварца рассчитывают по формуле:
где Р - доля растворенного карбоната или кварца, %;
m1 - масса цилиндра или пластины до эксперимента, г;
m2 - масса цилиндра или пластины после эксперимента, г.
Исследования по определению скорости растворения каолинитовой глины проводились в течение 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут при заданной рабочей температуре. Первым этапом эксперимента является подготовка глины. Глина высушивалась в сушильном шкафу до постоянной массы и взвешивалась на аналитических весах с точностью до 0,0001 г. Необходимая для эксперимента масса каолинитовой глины (m1) составляла примерно 2 г. Объем кислотного состава при этом брался равным 10 мл. После подготовки навеска глины и исследуемый кислотный состав выдерживались в течение 30 минут в термошкафу для прогрева до заданной температуры. По окончании прогрева глину заливали кислотным составом и выдерживали в течение заданных промежутков времени при необходимой рабочей температуре. По достижении заданного времени раствор кислоты с глиной начинали фильтровать через заранее подготовленный бумажный фильтр и тщательно промывали дистиллированной водой, и высушивали в сушильном шкафу до постоянной массы (m2), затем охлаждали в эксикаторе также в течение 2-х часов.
Доля растворенной глины определяется по формуле, указанной выше.
Результаты исследований представлены в таблице 2.
Исходя из таблицы 2 следует, что при температуре 95°C предлагаемый состав обладает меньшей скоростью растворения карбоната на начальном этапе (5, 15 минут), чем состав по прототипу, а затем скорость растворения карбоната предлагаемым составом становится выше в сравнении с составом по прототипу (30, 60, 120, 180 минут). При этом предлагаемый состав растворяет карбонат более равномерно по сравнению с прототипом и обеспечивает большую итоговую растворимость. Также составы 2 и 3, содержащие бифторид аммония, растворяют кварцевые пластины, в то время как состав по прототипу и состав 4 кварц не растворяют. В отношении каолина составы 2 и 3, имеющие в своем составе бифторид аммония, показывают большую растворяющую способность в сравнении с составами 1 и 4. Межфазное натяжение на границе кислотный состав/керосин ТС-1 удовлетворяет требованиям у всех 4 составов. Скорость коррозии у состава по прототипу выше в 8-16 раз при 20°C, а при 95°C в 25-32 раза по сравнению с предлагаемым составом.
Для фильтрационных исследований использовалась составная модель из трех кернов, представляющих полимиктовый песчаник с глинисто-карбонатным цементом, отобранных на одном из месторождений Западной Сибири. При этом определялась исходная проницаемость по керосину, затем в обратном направлении закачивался 3%-ный водный раствор KCl, использующийся в качестве основы многих буровых растворов, после чего вновь определялась проницаемость составной модели по керосину и степень ухудшения проницаемости. На заключительном этапе производилась прокачка предлагаемого кислотного состава и определялась итоговая проницаемость по керосину.
Условия проведения эксперимента:
Температура эксперимента - 95°C,
Давление всестороннего обжима - 14 МПа,
Изовискозная модель нефти - керосин.
Параметры составной модели:
Длина составной модели - 9,0 см;
Диаметр составной модели - 3,0 см;
Поровый объем - 11,3 см3;
Исходная проницаемость составной модели по керосину при 95°C - 3,1 мД.
В таблице 3 представлены результаты фильтрационного эксперимента предлагаемого кислотного состава на составной модели - низкопроницаемый песчаник с карбонатно-глинистым цементом.
Как следует из представленных данных, обработка составной модели керна, состоящей из низкопроницаемых песчаников с карбонатно-глинистым цементом, предлагаемым кислотным составом позволяет не только восстановить исходную проницаемость после воздействия фильтратом бурового раствора, но и увеличить ее.
Claims (2)
- Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью, включающий соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118 и пресную воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, в качестве ПАВ гидрофобизатор ГФ-15МПС, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
36%-ная соляная кислота 1-3 86,5%-ная муравьиная кислота 9-12 динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты 0,05-0,1 бифторид аммония 0-1 эриторбат натрия 0,5-5 гидрофобизатор ГФ-15МПС 0,05-0,3 ингибитор коррозии ИКУ-118 0,05-0,1 пресная вода остальное.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016108386A RU2616923C1 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016108386A RU2616923C1 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2616923C1 true RU2616923C1 (ru) | 2017-04-18 |
Family
ID=58642606
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016108386A RU2616923C1 (ru) | 2016-03-09 | 2016-03-09 | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2616923C1 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108102624A (zh) * | 2017-12-14 | 2018-06-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种中性解堵处理剂及其制备方法 |
RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2786901C1 (ru) * | 2022-10-10 | 2022-12-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Интенсифицирующий сухокислотный состав для высокотемпературных карбонатных и смешанных коллекторов |
CN116574494A (zh) * | 2023-04-14 | 2023-08-11 | 长江大学 | 一种解堵剂及其制备方法 |
CN116589999A (zh) * | 2023-05-17 | 2023-08-15 | 广汉市华星新技术开发研究所(普通合伙) | 一种复合缓速酸及其制备方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050020454A1 (en) * | 2003-07-22 | 2005-01-27 | Pia-Angela Francini | Self-diverting foamed system |
RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
RU2453696C1 (ru) * | 2010-12-23 | 2012-06-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
WO2014137477A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing |
RU2543224C2 (ru) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
CN105295887A (zh) * | 2015-09-16 | 2016-02-03 | 西南石油大学 | 一种性能优良的酸化作业用铁离子稳定剂及其制备方法 |
-
2016
- 2016-03-09 RU RU2016108386A patent/RU2616923C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050020454A1 (en) * | 2003-07-22 | 2005-01-27 | Pia-Angela Francini | Self-diverting foamed system |
RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
RU2453696C1 (ru) * | 2010-12-23 | 2012-06-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
WO2014137477A1 (en) * | 2013-03-04 | 2014-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Branched viscoelastic surfactant for high-temperature acidizing |
RU2543224C2 (ru) * | 2013-03-27 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
CN105295887A (zh) * | 2015-09-16 | 2016-02-03 | 西南石油大学 | 一种性能优良的酸化作业用铁离子稳定剂及其制备方法 |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108102624A (zh) * | 2017-12-14 | 2018-06-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种中性解堵处理剂及其制备方法 |
RU2723768C1 (ru) * | 2019-08-26 | 2020-06-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
RU2786901C1 (ru) * | 2022-10-10 | 2022-12-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Интенсифицирующий сухокислотный состав для высокотемпературных карбонатных и смешанных коллекторов |
RU2799300C1 (ru) * | 2022-10-10 | 2023-07-04 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов |
RU2810383C1 (ru) * | 2023-01-20 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Состав для кислотной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов |
CN116574494A (zh) * | 2023-04-14 | 2023-08-11 | 长江大学 | 一种解堵剂及其制备方法 |
CN116589999A (zh) * | 2023-05-17 | 2023-08-15 | 广汉市华星新技术开发研究所(普通合伙) | 一种复合缓速酸及其制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
DE60212427T2 (de) | Gegenseitige lösungsmittel für hochkonzentrierte behandlungsflüssigkeiten | |
CA2829451C (en) | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof | |
DE60208406T2 (de) | Zusammensetzung und verfahren zur behandlung einer unterirdischen formation | |
US20110059872A1 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
US11162018B2 (en) | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same | |
EP1626942B8 (de) | Verwendung von alkoxygruppen aufweisenden estern von phosphor-sauerstoff-säuren als korrosionsschutzmittel für stahlbeton | |
RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2616949C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых высокотемпературных пластов с повышенным содержанием глин и карбонатов | |
RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
RU2655685C1 (ru) | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт | |
RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
RU2394062C1 (ru) | Твердая основа для кислотного состава и состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
BR112017026947B1 (pt) | Composição e método para recuperação aprimorada de óleo de depósito subterrâneo | |
RU2244816C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
EA036625B1 (ru) | Водные скважинные флюиды высокой плотности | |
RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
RU2642680C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин | |
RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200310 |