RU2758301C1 - Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop - Google Patents
Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop Download PDFInfo
- Publication number
- RU2758301C1 RU2758301C1 RU2020126012A RU2020126012A RU2758301C1 RU 2758301 C1 RU2758301 C1 RU 2758301C1 RU 2020126012 A RU2020126012 A RU 2020126012A RU 2020126012 A RU2020126012 A RU 2020126012A RU 2758301 C1 RU2758301 C1 RU 2758301C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas condensate
- wells
- foaming
- removal
- formation water
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи газа, газового конденсата и нефти, а именно к химическим реагентам для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м3) пластовая вода.The invention relates to the field of gas, gas condensate and oil production, namely to chemical reagents for foaming and removal of well fluid from wells of oil and gas condensate fields, the products of which contain gas condensate (up to 50%) and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) reservoir water.
Известны поверхностно-активные вещества (ПАВ) для удаления скважинной жидкости, содержащей высокоминерализованную пластовую жидкость, из газовых и газоконденсатных скважин на основе препарата ОС-20 (ГОСТ 10730-82) [RU 2502776 С2, МПК C09K 8/584 (2006.01), опубл. 27.12.2013]. Недостатком данного реагента является длительный срок его растворения в скважинной жидкости, что отрицательно влияет на эффективность работы скважин.Known surfactants (surfactants) for removing well fluid containing highly mineralized formation fluid from gas and gas condensate wells based on the preparation OS-20 (GOST 10730-82) [RU 2502776 C2, IPC C09K 8/584 (2006.01), publ ... 12/27/2013]. The disadvantage of this reagent is the long period of its dissolution in the well fluid, which negatively affects the efficiency of the wells.
Наиболее близким по механизму воздействия и достигаемому результату является реагент на основе препарата ПЭГ-4000 (ТУ 2226-147-05766801-2008 (3), представляющий собой продукт полимеризации окиси этилена с этиленгликолем. Эмпирическая формула Н(O-СН2-СН2)n-ОН. Однако, ПЭГ-4000 не обеспечивает необходимые выносные характеристики высокоминерализованной пластовой воды.The closest in terms of the mechanism of action and the achieved result is a reagent based on the PEG-4000 preparation (TU 2226-147-05766801-2008 (3), which is a product of polymerization of ethylene oxide with ethylene glycol. Empirical formula H (O-CH 2 -CH 2 ) n-OH However, PEG-4000 does not provide the required remote characteristics of highly saline formation water.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка многоцелевого пенообразователя на основе ПАВ для вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.The task to be solved by the claimed technical solution is the development of a multipurpose foam concentrate based on surfactants for foaming and carrying out a liquid with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water during operation and development of wells after workover and spontaneous stop.
При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности вспенивания и выноса скважиной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды.When implementing the proposed technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of foaming and removal of liquid by a well with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water.
Указанный технический результат достигается тем, что реагент для вспенивания и выноса из скважин жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды, содержащий неионогенные ПАВ - препарат ПЭГ-1500 или препарат ОС-20, дополнительно включает (и это является отличительной особенностью) универсальное моющее средство «Прогресс» и вещество, умягчающее пластовую воду - карбонат натрия, при следующем соотношении компонентов, масс. %:The specified technical result is achieved by the fact that a reagent for foaming and removal of liquid from wells with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water containing nonionic surfactants - PEG-1500 preparation or OS-20 preparation, additionally includes (and this is a distinctive feature) universal detergent "Progress" and a substance softening formation water - sodium carbonate, with the following ratio of components, wt. %:
ПЭГ- 1500 производится по ТУ 2483-008-71150986-2006 - высокомолекулярный полиэтиленгликоль. Внешний вид: чешуйки или воскообразная плотная масса белого, желтоватого или серого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей 5% рН 5,0 -7,5; кинематическая вязкость при температуре 27-35 мм2/с; гидроксильное число 70-80 мг KOH/г; массовая доля сульфатной золы 0,1%. (См. ПОЛИЭТИЛЕНГЛИКОЛИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ ТУ 2483-008-71150986-2006 с изм. 1,2 ПЭГ- https://web.archive.org/web/20170628080847/http://www.ekosinvest.ru/prod/6) PEG-1500 is produced according to TU 2483-008-71150986-2006 - high molecular weight polyethylene glycol. Appearance: scales or waxy dense mass of white, yellowish or gray color; pH of an aqueous solution with a mass fraction of 5% pH 5.0 -7.5; kinematic viscosity at a temperature of 27-35 mm2 / s; hydroxyl number 70-80 mg KOH / g; mass fraction of sulphated ash 0.1%. (See HIGH MOLECULAR POLYETHYLENE GLYCOLS TU 2483-008-71150986-2006 with amendment 1.2 PEG- https://web.archive.org/web/20170628080847/http://www.ekosinvest.ru/prod/6)
ОС-20 производится по ГОСТ 10730-82. Внешний вид: воскообразные чешуйки от белого до желтоватого цвета; водородный показатель водного раствора с массовой долей препарата 10%, в пределах 8,0÷10,5; массовая доля золы, % не более 0,2; массовая доля железа, % не более 0,002; температура помутнения раствора препарата ОС-20 с массовой долей препарата 1% в водном растворе хлористого натрия с массовой долей 5%, °С, в пределах - 90÷96.OS-20 is manufactured in accordance with GOST 10730-82. Appearance: white to yellowish waxy scales; pH of an aqueous solution with a mass fraction of the drug 10%, within 8.0 ÷ 10.5; mass fraction of ash,% no more than 0.2; mass fraction of iron,% no more than 0.002; the cloud point of the solution of the OS-20 preparation with a mass fraction of the preparation of 1% in an aqueous solution of sodium chloride with a mass fraction of 5%, ° С, within - 90 ÷ 96.
Лаурилсульфат натрия представляет натриевую соль лаурилсерной кислоты, анионактивное ПАВ (АПАВ), амфифильное вещество, выпускается по ТУ 2481-023-50199225-2002. Химическая формула C12H25SO4Na. Плотность 1010 кг/м3. Порошок белого цвета. Горюч, температура самовозгорания 310,5°С. Растворимость в воде - не менее 130 г/л (при 20°C). Цвет водного раствора лаурилсульфата натрия от желтого до желто-коричневого. В водных растворах образует стойкую пену. Биоразлагаемость лаурилсульфата натрия превышает 90%, токсичных продуктов при разложении не образует.Sodium lauryl sulfate is a sodium salt of lauryl sulfuric acid, anionic surfactant (APAS), an amphiphilic substance, produced according to TU 2481-023-50199225-2002. Chemical formula C 12 H 25 SO 4 Na. Density is 1010 kg / m 3 . White powder. Combustible, auto-ignition temperature 310.5 ° C. Solubility in water - not less than 130 g / l (at 20 ° C). The color of an aqueous solution of sodium lauryl sulfate is from yellow to yellow-brown. Forms stable foam in aqueous solutions. Biodegradability of sodium lauryl sulfate exceeds 90%, does not form toxic products during decomposition.
Универсальное моющее средство «Прогресс» производится по ТУ 2383-018-52662802-2002. Внешний вид: прозрачная жидкость повышенной вязкости; допускается легкая опалесценция; цвет - бесцветная или слабоокрашенная, не содержит краситель; запах - цитрусовый; состав: >30% очищенная вода, 5-15% смесь АПАВ, <5% консервант, <5% загуститель, <5% отдушка. Плотность при 20°С: около 1,01 г/см3; водородный показатель готового продукта, ед. в пределах: 6,5÷6,8.Universal detergent "Progress" is produced according to TU 2383-018-52662802-2002. Appearance: transparent liquid of high viscosity; slight opalescence is allowed; color - colorless or lightly colored, does not contain dye; smell - citrus; composition:> 30% purified water, 5-15% mixture of APAS, <5% preservative, <5% thickener, <5% perfume. Density at 20 ° C: about 1.01 g / cm 3 ; pH of the finished product, units within the range: 6.5 ÷ 6.8.
Карбонат натрия (кальцинированная сода) - неорганическое соединение, натриевая соль угольной кислоты с химической формулой Na2CO3. Внешний вид: бесцветные кристаллы или белый порошок, хорошо растворимый в воде; плотность при 20°С, ρ, г/см3 - 2,53.Sodium carbonate (soda ash) is an inorganic compound, the sodium salt of carbonic acid with the chemical formula Na 2 CO 3 . Appearance: colorless crystals or white powder, readily soluble in water; density at 20 ° С, ρ, g / cm 3 - 2.53.
Причинно-следственная связь между существенными признаками заявляемого технического решения и техническим результатом следующая:The causal relationship between the essential features of the proposed technical solution and the technical result is as follows:
- добавление в состав технологической смеси лаурилсульфата натрия способствует уменьшению времени реакции растворения реагента и усилению пенообразования скважинной жидкости;- the addition of sodium lauryl sulfate to the composition of the technological mixture helps to reduce the reaction time of the reagent dissolution and enhance the foaming of the well fluid;
- добавление в состав реагента универсального моющего средства «Прогресс» усиливает пенообразующие свойства реагента, увеличивает скорость начала реакции вспенивания скважинной жидкости;- adding a universal detergent "Progress" to the composition of the reagent enhances the foaming properties of the reagent, increases the rate of the beginning of the foaming reaction of the well fluid;
- добавление в состав реагента карбоната натрия позволяет понизить жесткость пластовой воды, что ведет к увеличению качества пенообразования и стойкости образующейся пены.- the addition of sodium carbonate to the reagent makes it possible to reduce the hardness of the formation water, which leads to an increase in the quality of foaming and the stability of the resulting foam.
Заявляемое в реагенте соотношение компонентов на основе неионогенных, анионактивных ПАВ, универсального моющего средства «Прогресс» и карбоната натрия при смешивании компонентов обеспечивает усиление вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды и стойкость образуемой пены из-за синергетического эффекта действия ПАВ и карбоната натрия. При использовании заявляемой смеси образуется легкая стойкая пенная система, способствующая выносу жидкости из скважины.The ratio of components declared in the reagent based on nonionic, anionic surfactants, universal detergent "Progress" and sodium carbonate when mixing the components provides enhanced foaming of the well fluid with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water and stability the foam formed due to the synergistic effect of surfactants and sodium carbonate. When using the inventive mixture, a light, stable foam system is formed, which facilitates the removal of fluid from the well.
Исследованиями, лабораторными и промысловыми испытаниями по адаптации реагента к условиям эксплуатации скважин доказаны устойчиво воспроизводимые результаты по эффективному вспениванию скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки.Studies, laboratory and field tests to adapt the reagent to wells operating conditions have proven consistently reproducible results on effective foaming of well fluid with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water during operation and development of wells after workover and spontaneous stop.
Способ применения реагента на скважине при эксплуатации или запуске после самопроизвольной остановки: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 10% водного раствора или твердые стержни (ТПАВ). Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 2%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 100÷200 литров на одну скважино-операцию; ТПАВ - 5÷10 единиц на одну скважино-операцию. ТПАВ представляет собой предмет цилиндрической формы с геометрическими размерами 30÷40 см в длину и 3÷4 см в диаметре. Цвет белый, не прозрачный, возможно с вкраплениями белого, серого или коричневого цвета. Плотность 0,95÷0,98 г/см3.Method of using the reagent on the well during operation or start-up after spontaneous shutdown: working fluid (liquid surfactant) in the form of a 10% aqueous solution or solid rods (TPAS). Surfactant concentration in the borehole fluid - up to 2%, the volume of liquid surfactant supply to the annulus of the well - 100 ÷ 200 liters per one well operation; TPAV - 5 ÷ 10 units per one well operation. TPAV is a cylindrical object with geometric dimensions of 30 ÷ 40 cm in length and 3 ÷ 4 cm in diameter. The color is white, not transparent, possibly interspersed with white, gray or brown. Density 0.95 ÷ 0.98 g / cm 3 .
Способ применения реагента на скважине при освоении после ремонта: рабочая жидкость (ЖПАВ) в виде 20% водного раствора. Концентрация ПАВ в скважинной жидкости - до 3%, объем подачи ЖПАВ в затрубное пространство скважины - 200÷500 литров на одну скважино-операцию.Method of using the reagent on the well during development after repair: working fluid (WFAS) in the form of a 20% aqueous solution. The surfactant concentration in the well fluid is up to 3%, the volume of liquid surfactant supplied to the annulus of the well is 200 ÷ 500 liters per one well operation.
Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.The laboratory test results are shown in Table 1.
Данные таблицы 1 (опыты 5÷8) свидетельствуют о высокой эффективности реагента при использовании в заявляемом соотношении, применение которого обеспечивает наивысшую степень вспенивания скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды.The data in Table 1 (experiments 5 ÷ 8) indicate the high efficiency of the reagent when used in the claimed ratio, the use of which provides the highest degree of foaming of the well fluid with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water.
Использование реагента для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды позволит улучшить условия эксплуатации скважин, в которых произошел подъем уровня скважинной жидкости к интервалу перфорации, стабилизировать добычу и получить дополнительные объемы добычи газа, газового конденсата и нефти, повысить эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений за счет снижения эксплуатационных затрат, сокращения количества и объемов продувок скважин, минимизации себестоимости добычи природного газа, газового конденсата и нефти.The use of a reagent for foaming and removal of well fluid with a gas condensate content of up to 50% and highly mineralized (up to 300 g / m 3 ) formation water will improve the operating conditions of wells in which the well fluid level has risen to the perforated interval, stabilize production and obtain additional volumes production of gas, gas condensate and oil, to increase the efficiency of the development of oil and gas condensate fields by reducing operating costs, reducing the number and volume of well blowdowns, minimizing the cost of producing natural gas, gas condensate and oil.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020126012A RU2758301C1 (en) | 2020-07-30 | 2020-07-30 | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020126012A RU2758301C1 (en) | 2020-07-30 | 2020-07-30 | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2758301C1 true RU2758301C1 (en) | 2021-10-28 |
Family
ID=78466418
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020126012A RU2758301C1 (en) | 2020-07-30 | 2020-07-30 | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2758301C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2812888C1 (en) * | 2022-10-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Foaming mixture of prolonged action for foaming and removing produced water from gas fields wells in order to maintain their stable operation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4044831A (en) * | 1975-04-02 | 1977-08-30 | Texaco Inc. | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas |
| RU2328515C2 (en) * | 2005-12-15 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure |
| WO2011031946A2 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures |
| RU2502776C2 (en) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Reagent for removal of formation fluid containing high-mineralised formation water from gas and gas-condensate wells |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2642680C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells |
-
2020
- 2020-07-30 RU RU2020126012A patent/RU2758301C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4044831A (en) * | 1975-04-02 | 1977-08-30 | Texaco Inc. | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas |
| RU2328515C2 (en) * | 2005-12-15 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure |
| WO2011031946A2 (en) * | 2009-09-10 | 2011-03-17 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures |
| RU2502776C2 (en) * | 2011-07-15 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Reagent for removal of formation fluid containing high-mineralised formation water from gas and gas-condensate wells |
| RU2629509C1 (en) * | 2016-09-07 | 2017-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of surface-active substances for gas condensate wells |
| RU2642680C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-01-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОЛИЭТИЛЕНГЛИКОЛИ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫЕ ТУ 2483-008-71150986-2006 с изм. 1,2 ПЭГ- https://web.archive.org/web/20170628080847/http://www.ekosinvest.ru/prod/6. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2812888C1 (en) * | 2022-10-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Foaming mixture of prolonged action for foaming and removing produced water from gas fields wells in order to maintain their stable operation |
| RU2814728C1 (en) * | 2022-10-26 | 2024-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Solid composition for removing associated formation fluid from wells, gas fields in final stage of development, in order to maintain their stable operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Tackie-Otoo et al. | Alternative chemical agents for alkalis, surfactants and polymers for enhanced oil recovery: Research trend and prospects | |
| CN102703052B (en) | Foam system suitable for profile control and oil displacement of oil field and oil displacement method | |
| US20050043415A1 (en) | Contaminant-tolerant foaming additive | |
| NO760650L (en) | ||
| RU2012146372A (en) | WELL SERVICE FLUID | |
| RU2007145931A (en) | CLEANING ADDITIVE FOR LIQUIDS BASED ON VISCOELASTIC SURFACE-ACTIVE SUBSTANCES | |
| US4013569A (en) | Aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
| US3391750A (en) | Surfactant composition | |
| CN103173197B (en) | Gemini surfactant, preparation method thereof, and application thereof in tertiary oil recovery | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| RU2758301C1 (en) | Multi-purpose foamer on the basis of the surface active agent for foaming and removal of well fluid with gas condensate content of up to 50% and high mineralized (up to 300 g / m3) formation water during operation and development of wells after repair and autonomous stop | |
| EP3652268B1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| RU2362793C2 (en) | Drilling agent | |
| RU2328515C2 (en) | Technologic mixture for removing liquid stratal fluid from condensate well with abnormally low formation pressure | |
| EP0120550B1 (en) | Foaming agent | |
| AU2014210175B2 (en) | Highly concentrated, water-free amine salts of hydrocarbon alkoxysulfates and use and method using aqueous dilutions of the same | |
| RU2642680C1 (en) | Reagent for removing formation condensation impure liquid from gas wells | |
| NO823414L (en) | PROCEDURE AND MEDICINE FOR SURGERY OF OIL OR GAS BURNS. | |
| RU2385893C1 (en) | Reagent-additive to liquid for killing of well | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| CA2399485C (en) | Polymer-enhanced foamable drilling fluid | |
| RU2242494C2 (en) | Reagent for taking away water-condensate mixture from well | |
| RU2313557C2 (en) | Multifunctional hydrophilic emulsion system for restoration of wells (options) | |
| RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
| RU2810967C2 (en) | Explosive emulsion composition |