RU2659440C1 - Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2659440C1 RU2659440C1 RU2017123665A RU2017123665A RU2659440C1 RU 2659440 C1 RU2659440 C1 RU 2659440C1 RU 2017123665 A RU2017123665 A RU 2017123665A RU 2017123665 A RU2017123665 A RU 2017123665A RU 2659440 C1 RU2659440 C1 RU 2659440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- oil
- itps
- formation
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 25
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims abstract description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 20
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 abstract description 17
- -1 iron ions Chemical class 0.000 abstract description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 12
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 8
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 2
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical class CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxyphenylpyruvic acid Chemical compound OC(=O)C(=O)CC1=CC=C(O)C=C1 KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000974482 Aricia saepiolus Species 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N iron (II) ion Substances [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 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
- C09K8/60—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)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами. Технический результат - разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, а также низкой скоростью коррозии и высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с карбонатной породой пласта. Cостав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 37,5-95,8; поверхностно-активное вещество - реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0; смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0; воду остальное. 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного карбонатными коллекторами.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны скважины путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора соляной кислоты и деэмульгирующей добавки - блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля или смеси его с о-алкилфосфитом N-алкиламмония в соотношении 48:53, причем деэмульгирующую добавку вводят в количестве 0,010-0,013 мас. % (см. Патент РФ №2143063, МКИ E21B 43/27, опубл. 1999 г.).
Известный состав недостаточно эффективен вследствие образования осадков -гудронов и смол при взаимодействии кислотного состава с нефтью, низкой степенью деэмульгирования образующихся нефтекислотных эмульсий, что отрицательно влияет на качество обработки нефтенасыщенной части призабойной зоны скважины.
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий в масс. %: соляную кислоту - 24,9-90,0, реагент ИТПС-806 А 5,0-7,5 и вода - остальное (см. Патент РФ №2523276, МКИ C09K 8/74, опубл.2014 г.).
Данный состав не обладает достаточной активностью по снижению межфазного и поверхностного натяжения при смешении с нефтью и контакте с породой пласта.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий стабилизатор железа ИТПС-708, деэмульгатор ИТПС-906 и соляную кислоту 12% - остальное (см. статья «Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию стабилизатора железа, применительно к некоторым нефтям приволжского региона», Вестник казанского технологического университета, опубл. 2011 г.).
Стабилизатор железа, содержащийся в данном составе, не проявляет достаточной скорости превращения ионов Fe (III) в Fe (II).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является кислотный состав, содержащий в масс. %: стабилизатор железа ИТПС-708 марки А - 1,4, реагент ИТПС-906 К - 4, ингибиторы коррозии ИТПС-508 Б - 0.2 - 3, ИТПС-011 А - 0.02 - 3, ИТПС-508 К - 0.1 - 2, соляная кислота 12% - остальное (см. статья «Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию ингибитора кислотной коррозии и деэмульгатора кислотно-нефтяных эмульсий», Вестник казанского технологического университета, опубл. 2012).
Реагент ИТПС-708 марка А представляет собой смесь аскорбиновой кислоты и медного купороса по ТУ 2458-009-27913102-2007 от 10 декабря 2007 г. и используется как стабилизатор железа в кислотном составе.
Известный состав имеет недостаточную глубину восстановления ионов железа (III), довольно высокую скорость коррозии, а также низкое качество совместимости с нефтью.
Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, обладающего полной совместимостью с нефтями ПАО «Татнефть», а именно диспергированием отложений смолянистых осадков и исключением образования эмульсий при контакте кислотного состава с нефтью, высокой степенью восстановления ионов железа, а также низкой скоростью коррозии и высокой проникающей способностью в пласт за счет замедления скорости реакции кислоты с карбонатной породой пласта.
Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающего ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающегося тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит реагент ИТПС-906 марка К и дополнительно - смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ингибированная соляная кислота | 37,5-95,8 |
| Реагент ИТПС-906 марка К | 0,5-6,0 |
| Реагент ИТПС-708 марка А | 0,5-2,0 |
| Вода | Остальное |
Реагент ИТПС-906 К представляет собой раствор смеси блок-сополимеров окисей этилена и пропилена. По внешнему виду реагент ИТПС-906 К является прозрачной однородной жидкостью от светло-желтого до темно-коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 950 кг/м3, температурой застывания не выше -45°С и выпускается по ТУ-2458-007-27913102-2006.
Реагент ИТПС - 708 А предназначен для использования при кислотных обработках призабойных зон скважин терригенных и карбонатных коллекторов и представляет собой смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте, выпускается по ТУ 2458-009-27913102-2007 с изм. 3 от 23 января 2014 года. Реагент представляет собой кристаллы от бесцветного до светло-желтого или светло-серого цвета с насыпной плотностью не менее 0,750 г/см3 и с содержанием механических примесей не более 0,5%.
Использование в заявляемом кислотном составе модифицированного реагента ИТПС-708 А кроме стабилизации железа приводит к усилению воздействия реагента ИТПС-906 К, что отражается на снижении краевого угла смачивания и межфазного натяжения, а также значительно повышает уровень деэмульгирования нефтекислотных эмульсий.
Для приготовления состава берут ингибированную соляную кислоту, с технической характеристикой - скорость коррозии не более 0.2 г/м2ч при 20°C, например, по ТУ 2458-264-05765670-99 20-25%-ной концентрации.
Предлагаемый кислотный состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов состава в воде в заявляемых количествах.
Приводим примеры приготовления составов, результаты представлены в таблице 1.
Пример 1 (заявляемый состав).
К 61,5 г воды добавляют 37,5 г соляной кислоты 24%-ой концентрации, 0.5 г ИТПС-906 К, 0.5 г ИТПС-708 А с изм. 3 и перемешивают (см. табл. 1, пример 1).
Примеры 2-6 готовят аналогичным образом, изменяя количества компонентов состава в заявляемых количествах (см. табл. 1, примеры 2-6).
Пример 7 (прототип).
К 91,6 г соляной кислоты 12%-ой концентрации при перемешивании добавляют 1 г ИТПС-508 К, 1 г ИТПС-011 А, 1 г ИТПС-508 Б, 1.4 г ИТПС-708 А и 4 г ИТПС-906 К (см. табл. 1, пример 7).
Скорость коррозии кислотных составов определяют в соответствии с ТУ на ингибированную соляную кислоту ТУ 2458-264-05765670-99. Остаточную концентрацию ионов железа (III) определяют с помощью спектрофотометра ПЭ-5300ви при длине волны 490 нм, с использованием зеленовато-синего светофильтра. Для этого в тестируемом кислотном составе, содержащем определенное количество стабилизатора железа, растворяют хлорное железо (источник ионов Fe (III)) из расчета на 1.4% стабилизатора 5000 миллионных долей, (м.д.) ионов железа, а именно 2.6 г хлорного железа. Для иных концентраций стабилизатора железа, содержащегося в составах, указанных в таблице 1, проводится пересчет количества добавляемого хлорного железа. После выдерживания смесей 30 минут их наливают в спектрофотометрическую кювету, снимают оптическую плотность и по предварительно построенной зависимости оптической плотности и концентрации ионов железа находят остаточное содержание ионов железа в м.д. в исследуемой пробе. Метод основан на способности ионов железа (III) окрашивать растворы его содержащие в ярко-оранжевый цвет, который по мере восстановления ионов железа (III) в ионы железа (II) пропадает. Таким образом, чем эффективнее стабилизатор железа, тем полнее будет происходить восстановительный процесс и, соответственно, остаточная концентрация ионов железа будет меньше.
По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что у заявляемого состава при температуре 20°C скорость коррозии меньше скорости коррозии образца прототипа на 0.28-0.37 г/м2 ч. Данное обстоятельство объясняется большей эффективностью ингибиторов кислотной коррозии, содержащихся в ингибированной соляной кислоте, применяющейся для приготовления заявляемого состава при температуре 20 градусов, относительно ингибиторов коррозии, применяющихся в составе прототипа, которые ориентированы на работу в условиях высоких температур. В данном изобретении сравнивалась ингибирующая способность при температуре 20°C, характерных для температур месторождений Татарстана, скважины которых неглубокие, с невысокой температурой призабойной зоны, где и предполагается использование состава. Остаточная концентрация ионов железа (III) через 30 минут после растворения хлорного железа у заявляемого образца меньше, чем у прототипа на 109,7-111,2 м.д., что указывает на значительно большую эффективность стабилизатора железа, применяемого в заявляемом составе относительно стабилизатора в составе прототипа.
Для тестирования совместимости кислотных составов с нефтью смешивают 50 мл кислотного состава с растворенным в нем хлорным железом в количестве 0.78 г из расчета содержания ионов железа (III) 3000 м.д. с 50 мл образца нефти путем интенсивного встряхивания смеси, последующего контроля степени деэмульгирования в течение 10 минут и далее пропускают смесь через фильтр (размер ячейки 0.200 мм). Тестирование считалось тем более успешным, чем больше скорость деэмульгирования (процент от полного - 50 мл за 10 минут) и удовлетворительным при отсутствии смолянистых осадков на фильтре. При тестировании были использованы нефти Татарстана следующих НГДУ: «Лениногорскнефть», «Ямашнефть», «Елховнефть», «Бавлынефть» и «Нурлатнефть». Результаты испытаний в таблице 2.
По данным таблицы 2 видно, что степень деэмульгирования нефтекислотных эмульсий составами, предлагаемыми в данном изобретении, составляет 70-100%, а составом по прототипу - 50-60%. Предлагаемые настоящим изобретением составы полностью совместимы с нефтями ПАО «Татнефть». Состав по прототипу во всех случаях приводит к образованию смолянистых осадков.
Для доказательства соответствия критерию «промышленная применимость» проводят исследования по определению скорости растворения образцов мрамора с использованием кислотных составов в лабораторных условиях. Скорость растворения кислотными составами карбонатной породы определяют по следующей методике. Кубик мрамора квадратной формы взвешивают с точностью до второго знака. По линейным размерам вычисляют площадь кубика. Кубик подвешивают на нити и опускают в кислотный состав так, чтобы кубик не касался стенок и дна стакана на время 1 минута. Далее кубик извлекают из раствора, промывают проточной водой, сушат до постоянной массы и взвешивают. Скорость растворения вычисляют, как отношение потери массы мраморного кубика к времени выдерживания в минутах и площади кубика в см2. Результаты эксперимента приведены в таблице 3.
Примечание: площадь кубика 40,015 см2
По данным испытаний, скорость растворения карбонатной породы предлагаемыми кислотными составами меньше скорости растворения составом по прототипу на 0.0005-0.0046 г/см2 мин, что указывает на возможность более глубоких обработок породы пласта.
Таким образом, использование заявляемого состава для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов за счет комплексного воздействия позволяет ингибировать образование нефтекислотных эмульсий, предотвратить образование осадков и снизить износ стального оборудования скважин за счет снижения скорости коррозии, а также заявляемый состав обладает хорошей совместимостью с пластовыми флюидами и увеличивает проникающую способность состава в пласт за счет уменьшения скорости реагирования с карбонатной породой.
Claims (2)
- Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий ингибированную соляную кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит реагент ИТПС-906 марка К и дополнительно - смесь углеводов и раствора поверхностно-активных веществ в минеральной кислоте - реагент ИТПС-708 марка А при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
Ингибированная соляная кислота 37,5-95,8 Реагент ИТПС-906 марка К 0,5-6,0 Реагент ИТПС-708 марка А 0,5-2,0 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123665A RU2659440C1 (ru) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017123665A RU2659440C1 (ru) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016115131A Previously-Filed-Application RU2016115131A (ru) | 2016-04-19 | 2016-04-19 | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2659440C1 true RU2659440C1 (ru) | 2018-07-02 |
Family
ID=62815379
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017123665A RU2659440C1 (ru) | 2017-07-04 | 2017-07-04 | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2659440C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824107C1 (ru) * | 2024-02-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2451169C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-07-04 RU RU2017123665A patent/RU2659440C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2451169C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ФЕДОРЕНКО В. Ю. и др. Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию ингибитора кислотной коррозии и деэмульгатора кислотно-нефтяных эмульсий, Вестник Казанского технологического университета, 2012, т. 15, N 19, с. 143-145. * |
| ФЕДОРЕНКО В. Ю. и др. Кислотные составы для обработки призабойной зоны пласта. Оптимизация по содержанию стабилизатора железа, применительно к некоторым нефтям Поволжского региона, Вестник Казанского технологического университета, 2011, N 13, с. 136-140. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2824107C1 (ru) * | 2024-02-27 | 2024-08-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9598629B2 (en) | Desorbants for enhanced oil recovery | |
| RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
| US9018141B2 (en) | Biocidal system and methods of use | |
| RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
| RU2659918C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2659440C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2494136C1 (ru) | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов | |
| RU2525399C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| US3301328A (en) | Well stimulation | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2523276C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| WO2021016155A1 (en) | Friction reducers for high tds brines | |
| RU2625129C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2387692C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2541666C1 (ru) | Буровой раствор для стабилизации глинистых пород | |
| RU2611796C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
| RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2717850C1 (ru) | Реагентный состав для растворения карбонатного кольматанта | |
| RU2138634C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| US12129424B2 (en) | Friction reducers for high TDS brines | |
| RU2305696C2 (ru) | Состав для обработки карбонатных пластов | |
| RU2704167C1 (ru) | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |