RU2688992C1 - Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) - Google Patents
Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2688992C1 RU2688992C1 RU2017145790A RU2017145790A RU2688992C1 RU 2688992 C1 RU2688992 C1 RU 2688992C1 RU 2017145790 A RU2017145790 A RU 2017145790A RU 2017145790 A RU2017145790 A RU 2017145790A RU 2688992 C1 RU2688992 C1 RU 2688992C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- ammonium acetate
- ethylenediaminetetraacetic acid
- disodium salt
- well
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 21
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 claims abstract description 24
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 24
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 claims abstract description 24
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 20
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 abstract 1
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021592 Copper(II) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N hydrochloric acid Substances Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000000802 nitrating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical group 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
Abstract
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.
Известны составы, предназначенные для удаления неорганических отложений (сульфатно-кальциевых, или кальциевых, или железистых отложений) в нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.
Известен состав для удаления солеотложений в скважине на основе химического реагента - соляной кислоты (патент RU №2383577, МПК С09К 8/528, опубл. 10.03.2010, бюл. №7). Существенным недостатком состава является высокая коррозионная активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
Известен состав для удаления неорганических отложений (а.с. СССР №628293, МПК Е21В 43/00, опубл. 15.10.1978, бюл. №38), содержащий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б), гидроксид натрия и воду.
Однако такой состав не обеспечивает полного удаления отложений. Кроме того, он предназначен прежде всего для удаления сульфатов, а в отложениях в основном преобладают карбонаты.
Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и достигаемому техническому результату является состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (а.с. СССР №582380, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.11.1977, бюл. №44), включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.
Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за низкой растворяющей способности состава, высокой коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
Технической задачей предложения является повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
Техническая задача решается составом для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающим динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.
По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас. %:
- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
- вода пресная - остальное,
при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас. %:
- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
- Нейтинг - 0,01-1,0;
- вода пресная - остальное,
при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Достижение указанного технического результата обеспечивается использованием хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в предложенном количественном соотношении, что способствует эффективному растворению неорганических отложений при слабокислой среде (рН=4,6-5,8) и снижению агрессивности состава по отношению к промысловому оборудованию.
Для приготовления состава используют следующие компоненты:
- динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, 2-водную (ГОСТ 10652-73);
- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белый порошок, хорошо растворимый в воде (ГОСТ 3117-78);
- высокотемпературный ингибитор коррозии - азотнокислый ингибитор коррозии Нейтинг, представляющий собой смесь органических и неорганических азотсодержащих соединений, мас. %: уротропин - 49,5, тиомочевина - 50,0. хлорид меди(II) - 0,5 (ТУ 2499-037-53501222-2003);
- пресную воду.
Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты является органическим соединением и представляет собой белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета. Хорошо растворяется в воде. Основное назначение динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты заключается в растворении нерастворимых неорганических солей двухвалентных металлов. Его действие основано на извлечении ионов металла из нерастворимых солей и замещения их на ионы натрия, вследствие чего образуются растворимые соли натрия. Основным преимуществом его является более низкая агрессивность по отношению к нефтепромысловому оборудованию по сравнению с другими кислотами (соляной, сульфаминовой), традиционно применяющимися для удаления неорганических солей в скважине.
Уксуснокислый аммоний является аммонийной солью органической кислоты, по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде. При повышении температуры в водных растворах ацетата аммония происходит реакция гидролиза (1), в результате которой образуется уксусная кислота, которая является стабилизатором ионов трехвалентного железа:
Кроме того, использование в составе уксуснокислого аммония способствует созданию слабокислой среды (рН=4,6-5,8), что способствует снижению коррозионной активности.
Высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг является смесью органических и неорганических азотсодержащих соединений. Термически устойчив, растворим в воде. Содержание в составе высокотемпературного ингибитора позволяет снизить скорость коррозии по отношению к нефтепромысловому оборудованию в широком диапазоне температур.
Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине готовят следующим образом.
По первому варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см3 наливают нагретую воду в количестве 82,0-94,95 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. % и перемешивают в течение 10 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.
По второму варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см3 наливают нагретую воду в количестве 81,0-94,94 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. %, перемешивают в течение 10 мин, затем вводят высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.
Эффективность состава для удаления отложений неорганических солей в скважине в лабораторных условиях оценивали по определению растворяющей способности, а также коррозийной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию (по показателю скорости коррозии металла). Результаты исследований представлены в таблице 1.
Растворяющую способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам определяют следующим образом.
Навеску отложений неорганических солей, отобранных из подземного оборудования скважин, массой 0,5±0,005 г помещают в 100 мл испытуемых составов по первому и второму вариантам и выдерживают при температуре 95-130°С в течение 30 мин. По истечении времени оставшийся осадок отфильтровывают, промывают, доводят до постоянной массы и взвешивают. Растворяющую способность составов вычисляют по формуле (1):
где R - растворяющая способность состава, %;
m1 - масса навески отложений неорганических солей до выдержки в составе, г;
m2 - масса навески отложений неорганических солей после выдержки в составе, г.
Результаты исследования растворяющей способности составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.
Из результатов таблицы видно, что все испытуемые составы обеспечивают более высокую растворяющую способность по сравнению с прототипом. Растворяющая способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам выше, чем у прототипа, на 18,6-45,8%.
Коррозионную активность составов по первому и второму вариантам по отношению к нефтепромысловому оборудованию оценивают по величине скорости коррозии металлических пластинок, выраженной в потере массы образца пластинки на единицу площади поверхности пластинки за единицу времени. Для проведения испытаний готовят прямоугольные стальные пластины (50×20×1,5 мм), выполненные из стали Ст3сп. Определяют геометрические параметры и массу пластин с точностью до четвертого знака.
Далее каждую пластину подвешивают на нити в стакане вместимостью 100 см3 так, чтобы она не соприкасалась со стенками, погружая ее в испытуемые составы по первому и второму вариантам на глубину ниже уровня жидкости на 10 мм, и выдерживают в течение 24 ч при температуре 95-130°С.
По истечении времени выдержки пластины извлекают из составов по первому и второму вариантам, тщательно промывают проточной водой, продукты коррозии при этом удаляют мягкой щеткой, затем пластины многократно промывают дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластин удаляют фильтровальной бумагой. Пластины сушат до постоянной массы с точностью до четвертого знака.
Скорость коррозии вычисляют по формуле (2):
где V - скорость коррозии, г/м2⋅ч;
q - потеря массы пластинки от коррозии, г;
S - площадь поверхности пластины, м2;
t - время испытания, ч.
Результаты исследования скорости коррозии составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.
Из таблицы видно, что составы для удаления отложений неорганических солей по первому и второму вариантам обладают существенно более низкой скоростью коррозии стали по сравнению с прототипом. Скорость коррозии предлагаемого состава по первому варианту ниже по сравнению с прототипом в 2,8-6,0 раза (примеры 1-9 таблицы 1), а при использовании в составе высокотемпературного ингибитора коррозии Нейтинга - в 12,7-302 раза (примеры 12-38 таблицы 1).
Снижение концентрации компонентов в предлагаемом составе по первому варианту не приводит к увеличению растворяющей способности состава (пример 10 таблицы 1), а увеличение концентрации компонентов приводит к увеличению скорости коррозии металла (пример 11 таблицы 1).
Применение предлагаемых составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам позволяет повысить эффективность за счет увеличения растворяющей способности составов в скважине и снизить коррозийную активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
Claims (11)
1. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:
- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
- вода пресная - остальное,
при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
2. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%:
- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
- Нейтинг - 0,01-1,0;
- вода пресная - остальное,
при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145790A RU2688992C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017145790A RU2688992C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2688992C1 true RU2688992C1 (ru) | 2019-05-23 |
Family
ID=66636698
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017145790A RU2688992C1 (ru) | 2017-12-25 | 2017-12-25 | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2688992C1 (ru) |
Cited By (1)
| 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 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU582380A1 (ru) * | 1974-06-04 | 1977-11-30 | Краснодарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| SU628293A1 (ru) * | 1977-05-24 | 1978-10-15 | Пермский Государственный Научно-Исследовательский Проектный Институт Нефтяной Промышленности Пермнипинефть | Состав дл удалени отложений гипса |
| US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
| EA200802088A1 (ru) * | 2001-05-21 | 2009-04-28 | Статойл Аса | Способы обработки скважины |
| RU2383577C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для удаления солеотложений в скважине |
| RU2013127659A (ru) * | 2010-11-19 | 2014-12-27 | ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. | Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из жидкостей |
| RU2014114989A (ru) * | 2011-09-22 | 2015-10-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов |
-
2017
- 2017-12-25 RU RU2017145790A patent/RU2688992C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU582380A1 (ru) * | 1974-06-04 | 1977-11-30 | Краснодарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| SU628293A1 (ru) * | 1977-05-24 | 1978-10-15 | Пермский Государственный Научно-Исследовательский Проектный Институт Нефтяной Промышленности Пермнипинефть | Состав дл удалени отложений гипса |
| EA200802088A1 (ru) * | 2001-05-21 | 2009-04-28 | Статойл Аса | Способы обработки скважины |
| US20080058229A1 (en) * | 2006-09-05 | 2008-03-06 | Cory Berkland | Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications |
| RU2383577C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Состав для удаления солеотложений в скважине |
| RU2013127659A (ru) * | 2010-11-19 | 2014-12-27 | ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. | Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из жидкостей |
| RU2014114989A (ru) * | 2011-09-22 | 2015-10-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многостадийные способы и композиции для десенсибилизации поверхностей подземных пластов |
Cited By (1)
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107522301B (zh) | 缓蚀剂或缓蚀剂组合物在抑制水腐蚀中的应用 | |
| US10253249B2 (en) | Compositions and methods for treating subterranean formations | |
| RU2688992C1 (ru) | Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты) | |
| RU2447197C1 (ru) | Состав для предотвращения отложений неорганических солей | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2641044C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| CN105542738A (zh) | 一种微乳缓蚀剂及其制备方法 | |
| WO2015119528A1 (ru) | Ингибитор коррозии металлов и солеотложения | |
| JPH06277695A (ja) | シリカを可溶化する方法 | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2614994C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2732900C1 (ru) | Состав для ингибирования гидратообразования | |
| RU2272904C1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
| RU2544664C2 (ru) | Состав для удаления минеральных отложений | |
| RU2715001C2 (ru) | Загуститель водного раствора кислоты и/или соли, способ загущения водного раствора кислоты и/или соли и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и/или соли и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель | |
| RU2005137025A (ru) | Антикоррозионная добавка для композиций, находящихся в контакте с субстратами на основе железа | |
| RU2393271C1 (ru) | Ингибитор коррозии для низкозамерзающих охлаждающих жидкостей | |
| RU2451054C1 (ru) | Многофункциональный кислотный состав (мкс) | |
| RU2637537C1 (ru) | Состав для предотвращения солеотложений при добыче нефти | |
| RU2757778C1 (ru) | Применение 5-(2,4-диметоксифенил)-1,3,4-тиадиазолиламида 2,4-диметоксибензойной кислоты в качестве ингибитора солянокислой коррозии стали | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| RU2518034C2 (ru) | Ингибитор коррозии пролонгированного действия для защиты нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования (варианты) | |
| RU2561106C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны скважин (варианты) | |
| RU2746499C1 (ru) | Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа | |
| RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления |