RU2681132C1 - Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта - Google Patents
Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2681132C1 RU2681132C1 RU2018102498A RU2018102498A RU2681132C1 RU 2681132 C1 RU2681132 C1 RU 2681132C1 RU 2018102498 A RU2018102498 A RU 2018102498A RU 2018102498 A RU2018102498 A RU 2018102498A RU 2681132 C1 RU2681132 C1 RU 2681132C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- reservoir
- water
- chemical treatment
- chemical
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 32
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 41
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 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 9
- -1 butyl alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N (1-hydroxy-2-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)CP(O)(O)=O VPTUPAVOBUEXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 15
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 22
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 11
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 abstract description 10
- 239000010428 baryte Substances 0.000 abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 abstract description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 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
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 2
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 22
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 description 8
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 8
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N Potassium ion Chemical compound [K+] NPYPAHLBTDXSSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- XXCVIFJHBFNFBO-UHFFFAOYSA-N 1-ethenoxyoctane Chemical group CCCCCCCCOC=C XXCVIFJHBFNFBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001422 barium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 231100000647 material safety data sheet Toxicity 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003891 oxalate salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- C09K8/52—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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
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)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в т.ч. растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта - ПЗП. Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %: трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0, гидроксид натрия 2,5-5,0, гидроксид калия 2,5-5,0, ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0, изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности и технологичности химической обработки ПЗП, повышение эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт. 4 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для проведения физико-химической обработки в ходе эксплуатации и освоения скважин, и может быть использовано для интенсификации притока нефти из пласта за счет химического воздействия, в том числе растворения и диспергации карбонатной и/или терригенной составляющей породы, деструкции и диспергирования глинистой и полимерглинистой составляющих, баритового утяжелителя, кольматирующего прискважинную зону пласта (ПЗП).
Основным методом восстановления естественной проницаемости карбонатной и/или терригенной составляющей породы коллектора в ПЗП в добывающих скважинах является использование кислотной обработки - закачка соляной кислоты или глинокислоты. Использование кислотных обработок приводит к частичному растворению глинистой корки, карбонатного цемента породы и другого кольматирующего материала, который поступает в ПЗП в ходе первичного вскрытия пласта при бурении. Основным недостатком использования глинокислот различных модификаций является процесс вторичного осадкообразования из-за наличия в составах плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Ионы фтора образуют с алюмосиликатами нерастворимые осадки, кольматирующие поровое пространство коллекторов, поэтому для нефтедобывающей промышленности актуальна задача разработки бесфтористых химических составов.
Известен состав для разглинизации пласта (см. «Инструкция по технологии разглинизации с целью повышения производительности скважин». Разработчик - Научно-технологический центр ВНИИнефть, г. Москва, 1999), включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), едкий натр и воду. В качестве неионогенного ПАВ используют неонол, проксамин, дисолван. Состав содержит следующее соотношение компонентов, мас. %:
| неиногенное ПАВ | 1-3 |
| едкий натр | 0,1-2 |
| вода | остальное |
Состав удаляет кольматирующие вещества с поверхности породы, переводит их в объем состава и удерживает частицы кольматирующего вещества во взвешенном состоянии. Он обладает низкой степенью разрушения и декольматации глинистых и полимерсодержащих образований и характеризуется вторичным осаждением кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора. Поэтому у состава низкая эффективность при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, содержащие барит, так как компоненты состава действует в основном на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2232879, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.04.2004 в бюл. №20), получаемый растворением гидроксида щелочного металла в воде, затем введением комплексона трилона-Б при перемешивании до полного растворения и введением оставшейся воды при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| комплексон трилон-Б | 0,35-28,0 |
| гидроксид щелочного металла | 0,05-7,0 |
| вода | остальное |
Указанный состав эффективен только при его циклической закачке с использованием щелочного буферного раствора на метанольной или углеводородной основе при коэффициенте соотношения буферного раствора и состава, равном 1-1,5, и при длительности выдержки как буферной жидкости, так и указанного состава. Кроме того, для применения данного состава требуется значительный объем промывочных растворов, при этом увеличиваются длительность процесса и эксплуатационные затраты на его проведение. Содержание в растворе трилона-Б более 15,0% экономически и технологически неэффективно, так как при этом количество растворяющегося сульфата бария увеличивается весьма незначительно и возникают сложности при приготовлении растворов такой концентрации, к тому же при соответствующей концентрации растворов по щелочи требуются дополнительные затраты при регенерации.
Кроме этого, известный состав характеризуется вторичным осаждением кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, низкой эффективностью при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или полимерглинистых буровых растворах, содержащих барит, так как гидроксиды щелочных металлов действуют в основном на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора. Это снижает эффективность химической обработки.
Наиболее близким аналогом является состав для обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2581859, МПК С09K 8/528, опубл. 20.04.2016 в бюл. №11), включающий комплексон трилон-Б, гидроксид щелочного металла, добавку - ПАВ - и воду. В составе следующее соотношение компонентов, мас. %:
| комплексон трилон-Б | 45,0 |
| гидроксид щелочного металла | 6,0 |
| ПАВ | 3,0 |
| вода | остальное |
Состав получен приготовлением в процессе приготовления товарной формы - концентрата - с последующим его разбавлением водой в соотношении 1:0,6-111. Концентрат получают растворением 3,1 мас. % гидроксида щелочного металла в 46 мас. % воды добавлением при перемешивании 23 мас. % комплексона трилона-Б, нагревают до 60°С, добавляют при перемешивании оставшуюся часть комплексона трилона-Б и затем последовательно добавляют оставшуюся часть гидроксида щелочного металла.
Основной недостаток этого состава - низкая растворяющая и диспергирующая способность природных материалов как карбонатного, так и терригенного коллекторов из-за низкой смачиваемости и неглубокого проникновения в поровое пространство растворяемого материала, вторичного осаждения кольматирующих веществ.
Кроме этого, процесс приготовления состава характеризуется сложностью и многостадийностью (предварительное приготовление концентрата с последующим его растворением водой).
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и технологичности состава для химической обработки ПЗП за счет повышения растворяющей способности состава воздействовать на природную составляющую коллектора, повышения эффективности диспергирования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки, сформированной в поровом пространстве ПЗП, предотвращение (минимизация) процесса вторичного осаждения кольматирующих веществ в поровом пространстве коллектора, повышение эффективности химического воздействия на пласт, а также достижение технологичности приготовления состава.
Технические задачи решаются составом для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающим комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду.
Новым является то, что состав дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона используют трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| трилон-Б или ГОЭДФК | 5,0-10,0 |
| гидроксид натрия | 2,5-5,0 |
| гидроксид калия | 2,5-5,0 |
| ТН-МС-2 или Сурфасол | 3,5-5,0 |
| изопропиловый спирт или КОБС | 3,0-5,0 |
| вода | остальное |
Для приготовления состава используют следующие компоненты:
- комплексон трилон-Б (двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) - представляет собой белый кристаллический порошок. Хорошо растворяется в воде и щелочах, рН 1%-ного водного раствора - 4,5, удельная растворимость в воде при 20°С - 100 г/дм3;
- комплексон ГОЭДФК - кристаллический порошок белого цвета, обладает хорошей химической стабильностью при высоком показателе рН. Устойчив к гидролизу и разложению при стандартных условиях освещения и температурном режиме, а также устойчив к окислению хлоридом, воздействию кислот и оснований. Массовая доля основного вещества в высушенном продукте не менее 97%;
- гидроксид натрия (NaOH) - белое твердое вещество, сильное химическое основание, с Тпл=323°С, Ткип=1403°С. Сильно гигроскопичен, на воздухе «расплывается», активно поглощая пары воды из воздуха. Хорошо растворяется в воде, при этом выделяется большое количество теплоты;
- гидроксид калия (КОН) - представляет собой бесцветные, очень гигроскопичные кристаллы с Тпл=380-406°С, Ткип=1327°С, является сильным основанием;
- добавку - ТН-МС-2 - композицию из анионных и неионогенных ПАВ в водно-спиртовом растворителе, содержащую следующие компоненты, мас. %: натрий сульфоэтоксилат - до 25, натрий сульфид - до 25, октаоксиэтиленовый эфир нонилфенола - 10-60, 2-Аминоэтанол - до 5, метанол - 10-50, изопропанол - до 10, вода - 5-45. Представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с массовой долей сухого остатка не менее 30,0%, кинематической вязкостью при температуре 20°С не более 30 мм2/с, температурой застывания не выше минус 40°С (ТУ 20.59.42-005-13004554-2017, ПАСПОРТ БЕЗОПАСНОСТИ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ РПБ №13004554 20 49772 от «25» декабря 2017 г.);
- добавку - Сурфасол, сложную сбалансированную композицию ПАВ и синергетических добавок, содержащую следующие компоненты, мас.%: этиленгликоль - 30-40, альфа-(Нонилфенил)-омега-гидроксиокта (окси-1,2-этандиил) - до 5, 1-Гидроксиэтилиден-дифосфоновая кислота (ОЭДФК) - 1-5, кокоамидопропилбетаин - до 15, вода - остальное. Это однородная жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета плотностью при 20°С в пределах 900-1100 кг/м3, температурой застывания не выше минус 50°С. Обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство и растворяющей способностью по отношению к солям (ТУ 2458-012-91222887-2014, ПАСПОРТ БЕЗОПАСНОСТИ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ РПБ №91222887 24 43900 от «12» октября 2016 г.);
- изопропиловый спирт - органическое соединение, простейший вторичный одноатомный спирт алифатического ряда, бесцветная жидкость с характерным спиртовым запахом, более резким, чем у этанола. Тпл=90°С, Ткип=83°С. Динамическая вязкость при стандартных условиях - 2,4 мПа⋅с;
- КОБС - имеют сложный компонентный состав, мас.%: алифатические спирты - С8 60,1, сложные эфиры - 17,5, кетоны - 15,0, альдегиды - 7,4. Кинематическая вязкость при 20°С - 2,4 мПа⋅с;
- воду техническую пресную.
Сущность предложения заключается в создании состава для химической обработки ПЗП. Повышение эффективности состава обеспечивается следующим механизмом его воздействия на ПЗП: комплексон извлекает ионы металла из нерастворимых солей металлов в коллекторе и замещает их на ионы натрия и калия, которые находятся в компонентах состава. Почти все соли натрия и калия растворимы в воде, что снижает вторичное осадкообразование и растворяет (точнее комплексирует, связывает) ионы металлов, в частности ионы бария (сульфат бария (барит), кальция (сульфат кальция, оксалаты). Применение в качестве комплексона трилона-Б или ГОЭДФК в составе приводит к одинаковому техническому результату.
NaOH и КОН усиливают растворяющую (разглинизирующую) способность состава для химической обработки ПЗП за счет обменных катионов натрия и калия. При этом отдельные глинистые компоненты, находящиеся в полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корке самопроизвольно переходят в контактирующий с ними состав. Такая дезагрегация глинистых компонентов и является целью химической обработки составом ПЗП.
Когда NaOH и КОН вступают в контакт с химически активными глинистыми компонентами, благодаря своему малому ионному радиусу натрия и калия они приближаются к поверхности глинистых компонентов на очень небольшое расстояние, благоприятное для энергетической кинетики.
Ион калия - лучший материал для катионообмена на глинах из-за того, что он имеет меньшую энергию гидратации, чем ионы натрия, поэтому легче теряет слой адсорбированной воды. Радиус иона калия в растворе меньше, чем расстояние между слоями кристаллической решетки основных минералов коллектора. Для экономичности компонентов в состав для химической обработки ПЗП ввели NaOH, так как он более дешевый, чем КОН.
Вследствие низкого межфазного натяжения на границе «состав - растворяемый материал», высокой поверхностной активности, высокой растворяющей способности по отношению к солям в коллекторе добавка предназначена для более глубокого проникновения состава для химической обработки ПЗП в поры пласта и загрязняющие, кольматирующие материалы в пласте (полимерглинистую, армированную частицами барита фильтрационную корку). ПАВ в добавке способствует предотвращению образования осадков и стойких эмульсий. Применение в качестве добавки ТН-МС-2 или Сурфасол в составе приводит к одинаковому техническому результату.
Изопропиловый спирт или КОБС являются водорастворимыми спиртами-смачивателями. В выбранном диапазоне концентраций усиливается эффект смачивания за счет дополнительного снижения межфазного натяжения поверхности растворяемых материалов.
Поэтому совокупность свойств этих компонентов усиливает синергетический эффект предлагаемого состава. После вымывания продуктов реакции восстанавливается проницаемость ПЗП, увеличивается приток нефти к забою скважины.
В лабораторных условиях состав для химической обработки ПЗП в объеме 100 см3 готовят следующим образом. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество порошковых компонентов: комплексон - 5 г (5 мас. %), NaOH - 2,5 г (2,5 мас. %), КОН - 2,5 г (2,5 мас. %). Далее приливают добавку - 3,5 г (3,5 мас. %) и изопропиловый спирт или КОБС - 3 мл (3 мас. %). Затем в химический стакан к порошковым компонентам с добавкой и изопропиловым спиртом или КОБС доливают расчетный объем воды - 83,5 мл (83,5 мас. %). Состав для химической обработки ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Оптимальное количество компонентов и их соотношение в составе для химической обработки ПЗП установлено опытным путем и представлено в табл. 1.
Пример приготовления состава №1 для химической обработки ПЗП в объеме 100 см3. В химический стакан на 250 мл помещают расчетное количество порошковых компонентов: комплексон (трилон-Б) - 5,0 г (5,0 мас. %), NaOH - 2,5 г (2,5 мас. %), КОН - 2,5 г (2,5 мас. %). Далее приливают добавку Сурфасол - 3,5 г (3,5 мас. %) и КОБС - 3,0 мл (3,0 мас. %). Затем в химический стакан к порошковым компонентам с добавкой и КОБС доливают расчетный объем воды - 83,5 мл (83,5 мас. %). Состав для химической обработки ПЗП перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке при числе оборотов 100-180 мин-1 до достижения однородности состава за 20-30 мин. Остальные составы для химической обработки ПЗП по табл.1 готовят аналогично составу №1.
Для испытания предлагаемого состава для химической обработки ПЗП были использованы два вида образцов кернового материала со скважин Тюгеевского и Северо-Елтышевского месторождений, турнейского горизонта.
Химический стакан с предварительно взвешенным образцом кернового материала и составом для химической обработки ПЗП помещали в вытяжной шкаф с постоянной температурой (24°С). По истечении 240 мин образец кернового материала, обработанный составом для химической обработки ПЗП, переносили на бумажный фильтр. Далее остатки образца кернового материала смывали дистиллированной водой со стенок химического стакана, после чего образец кернового материала на фильтре промывали и сушили до постоянной массы. Растворимость образца кернового материала (Р), мас %, рассчитывали по формуле:
где mнач - масса образца кернового материала до обработки, г; m1 - масса образца кернового материала после обработки, г.
Таким образом, предлагаемый состав обладает в 4,86 раза большей растворяющей способностью данного образца кернового материала, чем состав по наиболее близкому аналогу.
Таким образом, состав для химической обработки ПЗП обладает в 1,93 раза большей растворяющей способностью данного образца кернового материала, чем состав по наиболее близкому аналогу.
Основные характеристики состава для химической обработки ПЗП и состава по наиболее близкому аналогу приведены в табл. 4.
Приведенные в табл. 1 и 4 данные свидетельствуют о том, что состав для химической обработки ПЗП по сравнению с составом наиболее близкого аналога обладает большей физико-химической активностью по отношению как к карбонатным материалам коллектора, так и терригенным (растворяющая способность) без видимого вторичного осадкообразования полимерглинистой, армированной частицами барита фильтрационной корки (диспергирующая способность) при ратм=101325 Па, Твозд=24°С.
Предлагаемая дозировка добавки (ТН-МС-2 или Сурфасол) и водорастворимых спиртов-смачивателей (КОБС и изопропилового спирта) положительно влияет на степень снижения межфазного натяжения состава для химической обработки ПЗП на границе с образцом кернового материала, которая составляет от 0,1 до 0,9 мН/м. У состава наиболее близкого аналога в несколько раз выше - 1,45-1,89 мН/м.
Результаты исследований показали, что изменение концентраций компонентов в составе для химической обработки ПЗП нецелесообразно, т.к. при увеличении концентрации компонентов снижается технологичность или устанавливается стабилизация параметров на одном уровне (составы №№14, 15, 20-23, 28-30, 36-39).
При уменьшении концентрации компонентов в составе ниже указанных пределов наблюдается ухудшение физико-химических свойств состава, особенно растворяющей и диспергирующей способности (составы №№12, 13, 16-19, 24-27, 31-35).
Результаты лабораторных исследований по обоснованию физико-химических свойств состава для химической обработки ПЗП по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу дополнены результатами физического моделирования на керновой установке Vinci CFS-700.
Методика исследования. В первую очередь определяли начальную проницаемость образцов керна (Kпр1) по керосину на установке Vinci CFS-700. Для этого осуществляли фильтрацию керосина через образец керна.
Образец керна в ходе эксперимента загружали в гидростатический кернодержатель, обеспечивающий всесторонний равномерный обжим. Значения давления обжима и противодавления составляли 30,4059 МПа (4410 psi) и 8,2737 МПа (1200 psi) соответственно. Давление закачки (рабочее) - 10,1325 МПа (1469,59 psi).
Керосин подавался в кернодержатель при постоянном давлении из контейнеров с плавающим поршнем. Регистрировали перепад давления. Заданная температура в опытах составляла 27°С (примерно пластовые условия для месторождений Республики Татарстан).
После достижения стабилизации процесса фильтрации керосина (установления постоянной скорости фильтрации и постоянного перепада давления на торцах образца керна) определяли Кnp1 по керосину. Затем закачивали состав для химической обработки ПЗП. В процессе закачки фиксировали динамику давления и скорость фильтрации. Проводили выдержку предлагаемого состава на реакцию с породой в течение 3 часов. На следующем этапе определяли конечную проницаемость образцов керна (Кпр2) по керосину. Для этого осуществляли фильтрацию керосина через образцы керна, при этом регистрировали перепад давления. После достижения стабилизации процесса фильтрации определяли Кпр2. Далее проводили расчет коэффициента интенсификации (Кинт), равного отношению конечной проницаемости (после предлагаемого воздействия составом) к начальной (до воздействия) - Кпр2/Кпр1.
Фильтрационный опыт проводился с составом для химической обработки ПЗП №9. Был использован образец кернового материала с Екатериновского месторождения, бобриковского горизонта, скважины 4045.
Коэффициент проницаемости до химического воздействия составом: Кпр1=0,385 мкм2.
Коэффициент проницаемости после химического воздействия составом: Кпр2=0,505 мкм2.
Коэффициент интенсификации: 
Аналогичный фильтрационный опыт проводился с составом по наиболее близкому аналогу №4. Был использован образец кернового материала с Екатериновского месторождения, бобриковского горизонта, скважины 4045. В результате получен коэффициент интенсификации:
Таким образом, эффективность химического воздействия состава для химической обработки ПЗП в 1,25 раза выше по сравнению с составом по наиболее близкому аналогу.
В итоге получен эффективный и технологичный состав для химической обработки ПЗП за счет увеличения физико-химической активности по растворяющей способности материалов коллекторов и диспергированию загрязняющих, кольматирующих материалов в пласте (полимерглинистой, армированной частицами барита, фильтрационной корки), снижения межфазного натяжения, облегченного выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения скважины (комплексное воздействие спиртов-смачивателей и добавки).
Claims (2)
- Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта, включающий комплексон, гидроксид щелочного металла, добавку и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит изопропиловый спирт или кубовые остатки бутиловых спиртов - КОБС, в качестве комплексона - трилон-Б или гидроксиэтилендифосфоновую кислоту - ГОЭДФК, в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия и гидроксид калия, в качестве добавки - ТН-МС-2 или Сурфасол при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
трилон-Б или ГОЭДФК 5,0-10,0 гидроксид натрия 2,5-5,0 гидроксид калия 2,5-5,0 ТН-МС-2 или Сурфасол 3,5-5,0 изопропиловый спирт или КОБС 3,0-5,0 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018102498A RU2681132C1 (ru) | 2018-01-22 | 2018-01-22 | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018102498A RU2681132C1 (ru) | 2018-01-22 | 2018-01-22 | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2681132C1 true RU2681132C1 (ru) | 2019-03-04 |
Family
ID=65632758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018102498A RU2681132C1 (ru) | 2018-01-22 | 2018-01-22 | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2681132C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731302C1 (ru) * | 2019-07-02 | 2020-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |
| RU2759749C1 (ru) * | 2020-11-12 | 2021-11-17 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа |
| RU2775634C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для растворения осадка сульфата бария |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| US20060024995A1 (en) * | 2002-12-23 | 2006-02-02 | Ming-Fang Wu | Electrical connector assembly having contacts configured for high-speed signal transmission |
| RU2336292C1 (ru) * | 2007-09-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НМК-Холдинг" | Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2494236C1 (ru) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2015069825A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling |
| RU2552434C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта |
| RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
-
2018
- 2018-01-22 RU RU2018102498A patent/RU2681132C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060024995A1 (en) * | 2002-12-23 | 2006-02-02 | Ming-Fang Wu | Electrical connector assembly having contacts configured for high-speed signal transmission |
| RU2232879C1 (ru) * | 2003-01-04 | 2004-07-20 | Закрытое акционерное общество "Октопус" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2336292C1 (ru) * | 2007-09-26 | 2008-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НМК-Холдинг" | Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти |
| RU2475638C1 (ru) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта |
| RU2494236C1 (ru) * | 2012-10-17 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| WO2015069825A1 (en) * | 2013-11-11 | 2015-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic chemistry to prevent silicate scaling |
| RU2552434C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Состав для удаления отложений из нефтяных скважин и призабойной зоны пласта |
| RU2581859C1 (ru) * | 2015-03-10 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| С1, 10.06.2015. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2731302C1 (ru) * | 2019-07-02 | 2020-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора |
| RU2759749C1 (ru) * | 2020-11-12 | 2021-11-17 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа |
| RU2775634C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для растворения осадка сульфата бария |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2012218082B2 (en) | Composition and method for removing filter cake | |
| KR102479609B1 (ko) | 미네랄 오일 제조 방법 | |
| US10233382B2 (en) | Method of using multicarboxylate compositions in enhanced oil recovery | |
| US3414053A (en) | Removal of interfering ions in waterflood | |
| RU2681132C1 (ru) | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта | |
| US4817715A (en) | Aqueous flooding methods for tertiary oil recovery | |
| GB2044791A (en) | Demulsification of emulsions produced from surfactant recovery operations and recovery of surfactants therefrom | |
| RU2581859C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| NL9000080A (nl) | Werkwijze voor de secundaire oliewinning onder toepassing van gepropoxyleerde, geethoxyleerde oppervlakte-actieve middelen in zeewater. | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| US3612182A (en) | Oil recovery process | |
| RU2677525C1 (ru) | Кислотный состав для химической обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта | |
| RU2614994C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2709261C2 (ru) | Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи | |
| US9903188B2 (en) | Alkyl polyglucoside desorbents for enhanced oil recovery | |
| US4485021A (en) | Water flooding process for recovering petroleum | |
| RU2527424C1 (ru) | Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин | |
| RU2731302C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| US3502147A (en) | Chemical flooding technique to recover oil | |
| RU2799300C1 (ru) | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта |