RU2787229C1 - Состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов - Google Patents
Состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787229C1 RU2787229C1 RU2021139049A RU2021139049A RU2787229C1 RU 2787229 C1 RU2787229 C1 RU 2787229C1 RU 2021139049 A RU2021139049 A RU 2021139049A RU 2021139049 A RU2021139049 A RU 2021139049A RU 2787229 C1 RU2787229 C1 RU 2787229C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- mixture
- composition
- surfactant
- surfactants
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 69
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 50
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 33
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229960000583 Acetic Acid Drugs 0.000 claims abstract description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 12
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N n-butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N ATMP Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 8
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N iso-propanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propanol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- -1 hydroxyethylidene Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 14
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 12
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 abstract 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N Diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 3
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N HF Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L Iron(II) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 229940093915 Gynecological Organic acids Drugs 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 230000005591 charge neutralization Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - совместимость состава для кислотной обработки с пластовыми нефтями различного химического состава и реологии, возможность регулирования скорости реакции с породой, предотвращение образования нефтекислотных эмульсий, в том числе и в присутствии трехвалентного железа в количестве от 2000 до 5000 ppm, повышение температурной устойчивости состава при сохранении железостабилизирующих и деэмульгирующих свойств состава. Состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов содержит, мас.%: смесь спиртов 6,0-10,0; ледяная уксусная кислота 1,5-2,5; смесь поверхностно-активных веществ ПАВ 1,5-2,5; оксиэтилидендифисфоновая кислота или нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-0,3; ингибитор кислотной коррозии «Солинг» 0,15-0,4; соляная кислота с концентрацией HCl 22,8 мас.% - остальное. В качестве смеси спиртов используют смесь двух одноатомных спиртов, выбранных из группы изопропанол, метанол, пропанол, бутанол, в массовом соотношении 1:1. В качестве смеси ПАВ используют смесь анионного поверхностно-активного вещества АПАВ и неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ в массовом соотношении АПАВ:НПАВ 1:2 соответственно. 1 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к составам для обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов с целью увеличения нефтеотдачи и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов путем увеличения притока пластовой нефти и очистки зоны перфорации от кольматантов.
Известно, что соляная кислота, используемая в кислотных обработках, обладает рядом недостатков, основными из которых являются: высокая скорость коррозии при контакте с поверхностью оборудования из-за применения ингибиторов коррозии низкой эффективности или не точно подобранной их концентрации, высокой вероятностью образования устойчивых высоковязких нефтекислотных эмульсий из-за высокого межфазного натяжения на границе «кислота-пластовая нефть» в области зоны перфорации, а так же слишком высокой скоростью реакции кислоты с породой, что влечет за собой образование малопроницаемых каверн, не позволяющих достичь нужного уровня продуктивности обработки порового пространства нефтеносного коллектора (В.Н. Глущенко, М.А. Силин. Нефтепромысловая химия. Т. 4. Кислотная обработка скважин (Под ред. проф. И.Т. Мищенко. М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 452-481 с).
Известен состав для химической обработки скважин (RU 2076131, 1997) содержащий, %, масс: неорганическую ортофосфорную, и/или плавиковую, и/или соляную кислоту 40-55; органическую оксиэтилидендифосфоновую, и/или нитрилотриметилфосфоновую, и/или уксусную, и/или муравьиную, и/или бензосульфоновую кислоту 5-10; ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество 1-2; органический растворитель 10-15; воду 29-33. Недостатком данного кислотного состава является высокая вероятность вторичного осадкообразования - данное соотношение компонентов, а именно, комплексообразователи ряда органических фосфоновых кислот в указанном количестве имеют высокую способность к агрегации с ионогенными поверхностно-активными веществами в процессе нейтрализации соляной кислоты. Вместе с тем, применяемые вещества не способны стабилизировать ионы железа Fe2+ и Fe3+ в кислотной среде, что провоцирует образование нефтекислотных эмульсий и нерастворимых осадков в виде гидроокиси железа в процессе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП).
Также известен кислотный состав и способ обработки скважин (RU 2583104, 2016). При этом в указанный состав входит, % об.: 30%-ная соляная кислота 63,5; диэтиленгликоль 8,5, уксусная кислота 3,4, гидрофобизатор на основе амидов 1,7, ингибитор коррозии 1,7, техническая вода остальное. Способ обработки эффективен тем, что до закачки кислотной системы зона ПЗП обрабатывается инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), который ограничивает водопритоки путем снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Инвертно-эмульсионный раствор содержит, об. %: эмульгатор 2, углеводородную фазу - дизельное топливо 20, водную фазу - остальное. Недостаток данного изобретения состоит в отсутствии стабилизаторов трехвалентного железа в рецептуре кислотного состава, закачиваемой после ИЭР. Уксусная кислота в указанной концентрации не способна удержать ионы Fe3+ даже в самом минимальном их количестве. Диэтиленгликоль, являющийся двухатомным спиртом, используемый в качестве стабилизатора системы, в реакции этерификации с уксусной кислотой образует сложный эфир, но данное количество сгенерированного компонента не обеспечивает совместимость состава с пластовой нефтью и при контакте кислотной фазы с нефтяной дисперсной системой крайне вероятно образование вязких устойчивых обратных эмульсий.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является состав для кислотной обработки (RU 2294353, 2007), содержащий, масс. %: поверхностно-активное вещество (водо-, масло-, водомасло-, маслорастворимое ПАВ или смесь ПАВ) 0,5-10, эмульсия полимера анионного типа в масле 0,01-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,5, ингибитор солеотложения и коррозии 0,1-1,5, минеральную кислоту, или смесь минеральных кислот, или смесь минеральной и органической кислот - остальное. Недостатком данного решения является низкая стабильность раствора при воздействии экстремальных температур из-за присутствия высокодисперсного гидрофобного материала и анионной полимерной эмульсии. Кислотный состав обладает низкой степенью поверхностной активности вследствие отсутствия анионных ПАВ, что препятствует моющей способности композиции. Техническая проблема заявленного изобретения заключается в повышении стабильности состава при воздействии экстремальных температур, повышении поверхностной активности и, как следствие, моющей способности.
Указанная проблема решается тем, что состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов, содержащий соляную кислоту, уксусную кислоту, смесь поверхностно-активных веществ ПАВ, ингибитор кислотной коррозии, согласно изобретению, содержит соляную кислоту с концентрацией HCl 22,8 мас. %, ледяную уксусную кислоту, в качестве смеси поверхностно-активных веществ ПАВ - смесь анионного поверхностно-активного АПАВ и неионогенного поверхностно-активного НПАВ в массовом соотношении АПАВ : НПАВ 1:2, соответственно, в качестве ингибитора кислотной коррозии - ингибитор кислотной коррозии «Солинг» и дополнительно смесь двух одноатомных спиртов, выбранных из группы изопропанол, метанол, пропанол, бутанол в массовом соотношении 1:1, и оксиэтилидендифисфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| указанная смесь спиртов | 6,0-10,0 |
| ледяная уксусная кислота | 1,5-2,5 |
| указанная смесь ПАВ | 1,5-2,5 |
| оксиэтилидендифисфоновая кислота или | |
| нитрилотриметилфосфоновая кислота | 0,1-0,3 |
| ингибитор кислотной коррозии «Солинг» | 0,15-0,4 |
| соляная кислота с концентрацией HCl 22,8 мас.% | остальное, до 100 |
Технический результат, достигаемый описываемым изобретением, заключается в обеспечении совместимости указанного состава с пластовыми нефтями различного химического состава и реологии, в возможности регулирования скорости реакции с породой, предотвращении образования нефтекислотных эмульсий, в том числе, в присутствии трехвалентного железа в количестве от 2000 до 5000 ppm, в повышении температурной устойчивости состава при сохранении железостабилизирующих и деэмульгирующих свойств состава.
Наличие смеси анионных (АПАВ) и неионогенных (НПАВ) поверхностно-активных веществ (ПАВ) в заявленном составе обеспечивает минимальный показатель межфазного натяжения на границе раздела кислоты с углеводородами. Высокая поверхностная активность применяемых ПАВ, способных к адсорбции на твердой фазе, позволяет значительно замедлить скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой при минимальных дозировках этих веществ.
В качестве одноатомных спиртов возможно использовать, в частности, изопропанол, метанол, пропанол, бутанол, предпочтительно в массовом соотношении, (например, изопропанол : метанол) 1:1 соответственно.
В качестве анионных и неионогенных ПАВ возможно использовать такие, как, например, бензосульфокислоты, фосфорные эфиры, оксиэтилированные высшие спирты, обеспечивающие образование смеси ПАВ с высокой поверхностной активностью и способностью к адсорбции на границе раздела с пластовой нефтью, что предотвращает образование нефтекислотных эмульсий. Способность перечисленных ПАВ к адсорбции на поверхности раздела фаз позволяет добиться высокой степени замедления реакции активного агента с породой, что способствует наиболее эффективному воздействию кислоты на продуктивный пласт с его наибольшей выработкой при использовании перечисленных ПАВ, предпочтительно, в массовом соотношений АПАВ : НПАВ, предпочтительно, равным 1:2 соответственно.
Указанный состав содержит оксиэтилидендифисфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту, используемые в качестве стабилизатора железа, благодаря которому, кислотная композиция способна стабилизировать ионы трехвалентного железа в количестве 2000 ppm (0,1% масс.) и более, предотвращая выпадение нерастворимых осадков в виде гидроокиси железа, и, как следствие, к ликвидации кольматации порового пространства зоны обработки скважины.
Описываемый состав содержит ледяную уксусную кислоту, которая также выполняет роль стабилизатора трехвалентного железа.
Используемая в данном составе соляная кислота выступает в роли активного компонента, с помощью которого достигается основной эффект обработки - интенсификация притока пластовой нефти.
Ингибитор кислотной коррозии «Солинг» возможно использовать как марки Т, так и марки Д.
Приведенные ниже примеры иллюстрируют приготовление заявленного кислотного состава (дозировки указаны в соответствии с процентной концентрацией по массе):
Пример 1.
К 90,75 г соляной кислоты 22,8% концентрации добавляют смесь изопропанола и пропанола (в массовом соотношении 1:1) - 6 г, ледяную уксусную кислоту 1,5 г, смесь АПАВ и НПАВ - анионное ПАВ - алкилбензолсульфокислоту - 0,5 г, неионогенное ПАВ - Стенор 25Р15Е10 - 1 г, оксиэтилидендифисфоновую кислоту (ОЭДФК) - 0,15 г, ингибитор кислотной коррозии - «Солинг» марки Т - 0,1 г.
Пример 2.
К 89,0 г соляной кислоты 22,8% концентрации добавляют смесь изопропанола и метанола (в массовом соотношении 1:1) - 7 г, ледяную уксусную кислоту 1,75 г, смесь АПАВ и НПАВ - анионное ПАВ - алкилбензолсульфокислоту - 0,58 г, неионогенное ПАВ - Полинор MP 4202 - 1,16 г, нитрилотриметилфосфоновую кислотю (НТФК) - 0,3 г, ингибитор кислотной коррозии - «Солинг» марки Т - 0,2 г.
Пример 3.
К 84,3 г соляной кислоты 22,8% концентрации добавляют смесь изопропанола и бутанола (в массовом соотношении 1:1) - 10 г, ледяную уксусную кислоту 2,5 г, смесь АПАВ и НПАВ - анионное ПАВ - «Стенор» 25Е5Р3-0,84 г, неионогенное ПАВ - Неонол АФ 9-12 - 1,66 г, оксиэтилидендифисфоновую кислоту (ОЭДФК) - 0,4 г, ингибитор кислотной коррозии - «Солинг» марки Т - 0,3 г.
В ходе лабораторных исследований определяют основные технологические свойства описываемого состава:
- совместимость кислотного состава с пластовой нефтью и вероятность образования побочных продуктов их взаимодействия в виде нефтекислотных эмульсий. Для этого смешивают различные объемные соотношения систем «КС/нефть» (25:75, 50:50 и 75:25) в присутствии трехвалентного железа с результирующей концентрацией ионов Fe3+ равной 2 000 ppm в каждом образце. Исследуют степень образования шламового остатка на сите размером ячеек в 100 меш после фильтрации системы «КС/нефть».
- скорость растворения карбонатной породы. Методика определения данного параметра соответствует стандартам: оценивают степень растворения модели карбонатной породы - мраморных кубиков с ребром длиной в 1 см в течение времени при равном объеме образцов кислотного состава.
- вторичное осадкообразование после нейтрализации кислоты. Данный параметр оценивают путем нейтрализации образцов кислотного состава с использованием модели карбонатной породы - мраморной крошки и титриметрическим методом (в присутствии 2 000 ppm Fe3+). Фиксируют наличие или отсутствие осадков и расслаивание систем на фазы в образцах состава.
Данные о свойствах заявленного состава, тестируемых по международному стандарту ТНК-BP (TNK-BP Acid QAQC Standards for Frac/Acid Stimulation. Part III - Acid Stimulation. TNK-BP, June 2008, Version 11.1), приведены в таблице, где (D (%) - параметр степени деэмульсации для моделируемых систем «кислота-углеводород»).
В указанной таблице представлены также данные о технологических свойствах описываемого состава для кислотной обработки в сравнении со свойствами ингибированной соляной кислоты той же концентрации (22,8%) и известного состава для кислотной обработки (RU 2294353, 2005).
Результаты лабораторных тестов, приведенные в таблице, подтверждают эффективность заявленного состава для кислотной обработки карбонатных коллекторов по следующим параметрам:
- высокая степень замедления реакции с моделью карбонатной породы;
- совместимость с пластовой нефтью, способность к предотвращению нефтекислотных эмульсий и осадков, в том числе в присутствии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm;
- отсутствие вторичного осадкообразования с сохранением стабильности кислотного состава.
Claims (2)
- Состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов, содержащий соляную кислоту, уксусную кислоту, смесь поверхностно-активных веществ ПАВ, ингибитор кислотной коррозии, отличающийся тем, что содержит соляную кислоту с концентрацией HCl 22,8 мас.%, ледяную уксусную кислоту, в качестве смеси ПАВ - смесь анионного поверхностно-активного вещества АПАВ и неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ в массовом соотношении АПАВ:НПАВ 1:2 соответственно, в качестве ингибитора кислотной коррозии - ингибитор кислотной коррозии «Солинг» и дополнительно смесь двух одноатомных спиртов, выбранных из группы изопропанол, метанол, пропанол, бутанол, в массовом соотношении 1:1 и оксиэтилидендифисфоновую кислоту или нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
указанная смесь спиртов 6,0-10,0 ледяная уксусная кислота 1,5-2,5 указанная смесь ПАВ 1,5-2,5 оксиэтилидендифисфоновая кислота или нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-0,3 ингибитор кислотной коррозии «Солинг» 0,15-0,4 соляная кислота с концентрацией HCl 22,8 мас.% остальное до 100
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2787229C1 true RU2787229C1 (ru) | 2022-12-30 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
| RU2249101C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2387692C1 (ru) * | 2008-12-09 | 2010-04-27 | Александр Илларионович Миков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4213866A (en) * | 1978-11-03 | 1980-07-22 | Ashby Robert M | Composition and process for removing sulfur scale from interstices in petroleum bearing formations and the like to improve the flow of petroleum |
| RU2249101C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| RU2294353C1 (ru) * | 2005-06-14 | 2007-02-27 | Владимир Анатольевич Волков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2387692C1 (ru) * | 2008-12-09 | 2010-04-27 | Александр Илларионович Миков | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2704167C1 (ru) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4775489A (en) | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits | |
| US5622921A (en) | Anionic compositions for sludge prevention and control during acid stimulation of hydrocarbon wells | |
| US7915205B2 (en) | Single fluid acidizing treatment | |
| US10435620B2 (en) | Treatment fluids comprising weakly emulsifying surfactants and associated methods | |
| US3083158A (en) | Anti-sludging agents | |
| US2124530A (en) | Method of treating wells | |
| US3301328A (en) | Well stimulation | |
| RU2787229C1 (ru) | Состав для кислотной обработки карбонатных коллекторов | |
| US4663059A (en) | Composition and method for reducing sludging during the acidizing of formations containing sludging crude oils | |
| US7871964B2 (en) | Compositions and methods for mitigating or preventing emulsion formation in hydrocarbon bodies | |
| RU2777039C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны карбонатных и терригенных коллекторов | |
| US3076760A (en) | Composition for preventing acid sludge in oil well acidizing processes | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| US4402857A (en) | Demulsifier for produced oil-in-water emulsions containing spent mud acids | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| US5543387A (en) | Surfactant additive for oilfield acidizing | |
| US7507695B2 (en) | Non-emulsifying anti-sludge composition for use in the acid treatment of hydrocarbon wells | |
| RU2759614C1 (ru) | Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа | |
| CA2638266C (en) | Compositions and methods for mitigating or preventing emulsion formation in hydrocarbon bodies | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| US20230011243A1 (en) | Direct Emulsion Drilling Fluid | |
| CA2457395C (en) | Topical defoamer and demulsifier | |
| US3076761A (en) | Composition for preventing acid sludge in oil well acidizing process | |
| AU2008203274B2 (en) | Compositions and methods for mitigating or preventing emulsion formation in hydrocarbon bodies | |
| US2175818A (en) | Breaking mineral oil emulsions |