RU2652047C1 - Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений - Google Patents
Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2652047C1 RU2652047C1 RU2016147299A RU2016147299A RU2652047C1 RU 2652047 C1 RU2652047 C1 RU 2652047C1 RU 2016147299 A RU2016147299 A RU 2016147299A RU 2016147299 A RU2016147299 A RU 2016147299A RU 2652047 C1 RU2652047 C1 RU 2652047C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- ammonium
- composition
- dry
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 47
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 20
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 9
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims abstract description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract 1
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N ammonium thiocyanate Chemical compound [NH4+].[S-]C#N SOIFLUNRINLCBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- -1 butyl alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000762 glandular Effects 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки за счет оптимизации кислотного состава, улучшения его реологических свойств и снижения коррозионной активности. Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %: фторид аммония 33,3-39,4 или бифторид аммония 33,3-39,4, хлористый аммоний 1,00-1,10, указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11, указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34, указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55, сульфаминовая кислота - остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в кислотных обработках призабойной зоны скважин, разглинизации пласта и удалении солеотложений.
Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий в масс. %: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (RU №2269563, С09K 8/72, 2006 г.).
Недостатком состава является опасность образования железистых осадков при температурах выше 60°C, что снижает эффективность кислотной обработки.
Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (RU 2013528 C1, 03.07.1991).
Известен состав для обработки терригенных коллекторов с карбонатными включениями в призабойной зоне для освоения скважин при следующем соотношении компонентов, масс. %: галоидоводородная кислота 8-75, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновая кислота и/или неионогенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель - остальное (RU 2100578 E21В 43/27, 27.12.1997).
Недостатком этих составов является то, что рабочие составляющие компоненты состава - жидкости, что неудобно при его хранении и транспортировке на труднодоступные скважины.
Известен кислотный состав, содержащий бифторид аммония и сульфаминовую кислоту (В.П. Шалинов и др. Физико-химические методы повышения производительности скважин. Тематический научно-технический обзор.- М.: ВНИИОЭНГ, 1974, с. 36-37).
Недостатком данного состава является опасность вторичного осадкообразования, возникающая вследствие гидролиза сульфаминовой кислоты при температуре выше 60°C, что снижает эффективность кислотного воздействия.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, или бифторид-фторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфороросодержащий комплексон - производное фосфоновой кислоты и хлористый аммоний при следующем их количестве в водном растворе сухокислотного состава, масс. %:
| фторид аммония | 0,56-18,50 |
| бифторид аммония | 0,43-14,25 |
| бифторид-фторид аммония | 0,51-17,00 |
| сульфаминовая кислота | в эквимолекулярном соотношении |
| указанный фосфоросодержащий комплексон | 0,01-2,0 |
| хлористый аммоний | 0,1-3,0 |
| вода | остальное |
(RU 2272904 Е21В 43/27, 27.03.2006).
При таком соотношении компонентов в результате химической реакции в воде образуется фтористоводородная кислота, растворяющая терригенную породу. Достаточное содержание комплексонов, низкое значение рН раствора на протяжении действия состава и отсутствие сульфаминовой кислоты в свободном состоянии позволяют применять композицию при повышенных температурах без опасности выпадения сульфатных осадков.
Недостатками данного состава являются быстрый расход кислоты и высокая коррозионная активность, в результате чего состав имеет ограниченную область применения.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин за счет улучшения реологических свойств кислотного состава и снижения его коррозионной активности.
Поставленная цель достигается тем, что сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, отличается тем, что дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %:
| фторид аммония | 33,3-39,4 |
| или бифторид аммония | 33,3-39,4 |
| хлористый аммоний | 1,00-1,10 |
| указанный фосфоросодержащий комплексон | 0,10-0,11 |
| указанный водорастворимый полимер | 3,00-3,34 |
| указанный ингибитор коррозии | 5,00-5,55 |
| сульфаминовая кислота | остальное |
Кристаллическая форма всех входящих в состав компонентов позволяет позиционировать его как сухую кислотную смесь. Такая форма состава повышает его технологичность, оптимизирует условия хранения и транспортировки, особенно для труднодоступных скважин. Кроме того, такой состав можно прессовать в стержни - кислотные шашки или таблетировать.
Известно, что скорость взаимодействия кислотного состава с породой определяет глубину проникновения состава в пласт, а следовательно, и радиус его действия. Замедление скорости реакции кислотного состава с породой - одно из приоритетных направлений по оптимизации его свойств.
Один из способов замедления реакционной способности кислотного раствора - загущение, повышение его вязкости. Для повышения реологических свойств в предлагаемый состав вводится водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид, в качестве которого можно применять доступные полиакриламиды разной молекулярной массы отечественного и импортного производства.
Для снижения коррозионной активности в предлагаемый состав вводится аммоний роданистый - кристаллическое вещество, которое способствует снижению коррозионной активности в кислой среде.
Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены исследования коррозионной активности и скорости реакции кислотного состава с породой. Для приготовления состава по заявляемому способу применяли следующие реагенты:
- фторид аммония (ГОСТ 4518-75),
- бифторид аммония (ГОСТ 9546-75),
- сульфаминовая кислота (ТУ 2121-400-05763441-2002),
- хлорид аммония (ГОСТ 3773-72),
- оксиэтилендифосфоновая кислота (ТУ 2439-363-05763441-2002, изм. 1,2),
- полиакриламиды марок DP 9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008) со степенью гидролиза 3,4%, АК-642 (ТУ 6-02-00209912-65-99, г. Саратов) со степенью гидролиза 6,6%, Alcoflood 955 (Германия) со степенью гидролиза 12,1%,
- аммоний роданистый (ГОСТ 27067-86).
При приготовлении кислотных составов по заявляемому способу могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды со степенью гидролиза 1-15%, по свойствам сопоставимые с исследованными.
Для испытаний все компоненты состава тщательно перемешали, отобрали смесь и растворили в воде. Масса сухой смеси выбиралась таким образом, чтобы содержание фтористоводородной кислоты (HF) в исследуемых растворах было одинаковым с прототипом и составляло 2,1% (масс.).
Скорость взаимодействия кислотного состава с породой определяли по количеству растворенной модельной породы за 0,5 часа при комнатной температуре.
Состав модельной породы: 80% кварцевый песок, 7% карбонат, 13% глина.
Коррозионная активность водных растворов составов проверялась по стандартной методике на металлических пластинках (сталь 3) при температуре 20 и 80°C и атмосферном давлении. Результаты исследований представлены в табл. 1.
Анализ таблицы 1 позволяет сделать вывод о том, что коррозионная активность заявляемого состава значительно меньше по сравнению с прототипом, а загущенная форма раствора позволяет замедлить скорость реакции кислоты с породой. Загущенный кислотный состав проникает глубоко в пласт, увеличивая радиус кислотного воздействия и повышая эффективность технологии.
Смеси фторидов и сульфаминовой кислоты обладают более низкими значениями коррозионной активности в сравнении с традиционно применяемыми растворами соляной и плавиковой кислот. Дополнительное введение кристаллического и водорастворимого ингибитора коррозии обеспечивает минимальное негативное воздействие на насосно-компрессорное оборудование.
Содержания водорастворимого полимера и ингибитора коррозии подобрано оптимально и изменяется в зависимости от содержания и соотношения фтористой соли и сульфаминовой кислоты. Снижение содержания ингибитора коррозии и полимера полностью минимизирует их влияние на свойства состава, а увеличение их содержания приводит к необоснованному удорожанию состава и увеличению вязкости раствора, что затрудняет его закачку стандартным оборудованием.
Рабочий раствор предлагаемого состава обладает оптимальными реологическими свойствами для закачки в пласт, пониженной скоростью реакции с породой и низкой коррозионной активностью. Все входящие в состав компоненты - кристаллические вещества, хорошо растворимые в воде. Это позволяет рекомендовать состав для обработки труднодоступных скважин, состав можно прессовать в кислотные стержни и таблетировать. Состав содержит достаточное количество комплексонов и кислотогенерирующих веществ, что позволяет дополнительно рекомендовать его для удаления и ингибирования солеотложений в скважинах.
Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки за счет оптимизации кислотного состава, улучшения его реологических свойств и снижения коррозионной активности.
БФА - бифторид аммония,
ФА - фторид аммония,
СК - сульфаминовая кислота,
ХА - хлорид аммония,
ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота,
АР - аммоний роданистый
ВП - водорастворимый полимер - полиакриламид
Claims (2)
- Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений, содержащий фторид аммония или бифторид аммония, сульфаминовую кислоту, фосфоросодержащий комплексон - оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ), хлористый аммоний, отличающийся тем, что дополнительно содержит водорастворимый полимер-гидролизованный полиакриламид и ингибитор коррозии - аммоний роданистый, при следующем соотношении, масс. %:
-
фторид аммония 33,3-39,4 или бифторид аммония 33,3-39,4 хлористый аммоний 1,00-1,10 указанный фосфоросодержащий комплексон 0,10-0,11 указанный водорастворимый полимер 3,00-3,34 указанный ингибитор коррозии 5,00-5,55 сульфаминовая кислота остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016147299A RU2652047C1 (ru) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016147299A RU2652047C1 (ru) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2652047C1 true RU2652047C1 (ru) | 2018-04-24 |
Family
ID=62045548
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016147299A RU2652047C1 (ru) | 2016-12-01 | 2016-12-01 | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2652047C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2351630C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| WO2015016878A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| RU2015103338A (ru) * | 2015-02-02 | 2016-08-20 | Марина Владимировна Лапшина | Многофункциональный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
-
2016
- 2016-12-01 RU RU2016147299A patent/RU2652047C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2272904C1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| EA007769B1 (ru) * | 2004-10-07 | 2006-12-29 | Елена Александровна Румянцева | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2351630C2 (ru) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Газогенерирующий пенный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) |
| WO2015016878A1 (en) * | 2013-07-31 | 2015-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| RU2015103338A (ru) * | 2015-02-02 | 2016-08-20 | Марина Владимировна Лапшина | Многофункциональный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689937C1 (ru) * | 2018-07-05 | 2019-05-29 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения |
| RU2752415C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-07-27 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок терригенных коллекторов |
| RU2752461C1 (ru) * | 2020-12-29 | 2021-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2652047C1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений | |
| US8316941B2 (en) | Method for single-stage treatment of siliceous subterranean formations | |
| US7589050B2 (en) | Composition comprising a fully dissolved non-HF fluoride source and method for treating a subterranean formation | |
| US20110220360A1 (en) | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix | |
| NO326471B1 (no) | Behandlingsblanding | |
| EP1291489A2 (en) | Method for increasing the permeability of a subterranean formation | |
| RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US20170051198A1 (en) | Fluoro-inorganics for well cleaning and rejuvenation | |
| Van Hong et al. | A comparative study of different acids used for sandstone acid stimulation: a literature review | |
| Shafiq et al. | An effective acid combination for enhanced properties and corrosion control of acidizing sandstone formation | |
| RU2475638C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| PODOPRIGORA et al. | Development of acid composition for bottom-hole formation zone treatment at high reservoir temperatures | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| EA007769B1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
| RU2643050C2 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин | |
| RU2352773C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2417309C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2810380C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2559267C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |