SU791943A1 - Method of preventing salt deposition in a well - Google Patents
Method of preventing salt deposition in a well Download PDFInfo
- Publication number
- SU791943A1 SU791943A1 SU782588440A SU2588440A SU791943A1 SU 791943 A1 SU791943 A1 SU 791943A1 SU 782588440 A SU782588440 A SU 782588440A SU 2588440 A SU2588440 A SU 2588440A SU 791943 A1 SU791943 A1 SU 791943A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- inhibitor
- well
- chelating agent
- scale inhibitor
- concentration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Description
(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРА-ДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ В СКВАйСИНЕ(54) METHOD FOR PREVENTION OF SALT DEPOSITS IN SKVAYSINE
Изобретение относитс к области добычи нефти и мохсет быть использовано дл предотвращени отложений солей в скваисине и скважинном оборудовании .The invention relates to the field of oil production and mohsset be used to prevent salt deposits in squamous and well equipment.
Известен способ предотвращени отложений солей в скважине и скважинном оборудовании путем обработки обводнениоП иеЛти в призабойной зоне сквахсины ингибитором солеотло7(енийThere is a known method of preventing salt deposits in the well and well equipment by treating water in the wellbore in the bottomhole zone of a squashine with a salt inhibitor
1 .one .
Однако при значительном содерхсаиии в минерализованных пластовых вода;: ионов гсальци от 3000 мг/л и более возникают трудности при закачке ингибитора солеотло;хе 5ий в призабойную зону скважины, так как происходит образование нерасворимой кальциевой соли ингибитора. Это приводит к неэффективности реагентной обработки призабойной зоны скважины. Устранение данного нежелательного влени возможно нагнетанием в свиту пластов водного раствора ингибитора солеотлол ений в такой концентрации, чтобы совместимость систег/ы: водный раствор ингибитора - минерализован- ные пластовые воды была полной, т.е. необходимо производить закачку ингибитора с более низкой концентрацией.However, with significant content in the mineralized formation water ;: galsie ions from 3000 mg / l and more, difficulties arise when pumping a salt inhibitor; xe 5 into the wellbore zone, since the formation of an intractable calcium salt of the inhibitor. This leads to the inefficiency of the reagent treatment of the well bottom zone. The elimination of this undesirable phenomenon is possible by injecting a formation of an aqueous solution of a salt precipitator in such a formation in such a concentration that the compatibility of the system / s: the aqueous solution of the inhibitor — mineralized formation water is complete, i.e. it is necessary to inject an inhibitor with a lower concentration.
22
Известен способ предотвращени солеотлсжений в скважине путем обработк обводненной нефти в призабойной зоне скважины водным растворомThere is a known method for preventing saline deposits in a well by treating watered oil in the well bottom zone with an aqueous solution.
S ингибитора солеотлохсений 12. Количество ингибитора солеотложений BLJбираетс таким, чтобы вводимый в . свиту пластов ингибитор был полностью совместим с минерализов aHtiUMiS salt inhibitor 12. The amount of scale inhibitor BLJ is chosen to be injected into. the retinue inhibitor was fully compatible with the aHtiUMi mineralization
О пластовыми водами.About reservoir waters.
Там,где совместимость раствора представл ет проблему, используют следующий подход: производ т закачку с более низкой концентрацией реагента, вплоть до 1 и 2%; разбавл ют пластовый раствор растворами с низким содержанием ионов кальци , если имеетс такой в наличии.Where solution compatibility is a problem, the following approach is used: injection is performed with a lower reagent concentration, up to 1 and 2%; dilute the reservoir solution with low calcium ion solutions, if available.
Совместимость быть полной,Compatibility to be full
20 иначе сз.т11,ествует опа :;ность оса)кден15 peajeHTa в С1 стеме труб (оборудовании ) или в свите пластов.20 otherwise sz.t11, opa:; nost wasp) kden15 peajeHTa in C1 system of pipes (equipment) or in the suite of layers.
Таким образом, в качестве прототипа выбран способ предотвращени от25 ложени солей в скважине при добыче, сборе и транспорте обводненной нефти путем обработки призабойной зоны скважины ингибитором солеотложений Корексит-7647, отличающий30 с тем, что, с целью устранThus, as a prototype, a method for preventing salt deposition in the well during production, collection and transport of flooded oil by treating the bottomhole zone of the well with the Coaxit-7647 scaling inhibitor, 30, has been chosen so that, in order to eliminate
ки влени несовместимости минерализованной пластовой воды, содержащей ионы кашьци с ингибитором солеотложений , обработку провод т водным раствором ингибитора при концентрации , ко1да совместимость раствора ингибитора и пластовой в5ды полна .In the event of incompatibility of saline stratal water containing kashti ions with a scaling inhibitor, the treatment is carried out with an aqueous solution of the inhibitor at a concentration until the compatibility of the inhibitor solution and the stratum reservoir is complete.
Известный способ обладает р дом иедостатков. Обработка обводненной нефти в призабойной зоне скважины ингибитором при концентрации активного вещества 1-2% соПровохсцаетс резким увеличением объемов залавливаемой жидкости, что неизбежно приводит к снижению фазовой проницаемости продуктивного пласта дл нефти и увеличению дл воды (нежелательное вление с позиции физики пласта). Известное техническое решение неизбежно приводит к трудност м при освоении после обработки призабойной зоны скважин водным раствором ингибитора солеотлохсений. И последн трудность в широком использовани данного технического решени заключаетс в том, что в районах с дефицитом пресных вод (к которым относитс и Оренбургска область) экономически нецелесообразно проводить обработки скважин по способу - прототипу. Например, в ПГДУ Бугурусланнефть р д скважин были обработаны по известному способу. Обработки проводились по методике, предлженной фирмой ESSO Chemicals , дл чего в призабойную зону скважины задавливалс 10%-ный водный раствог ) и(- гибитора объемом 2,5 м с последующей продавкой пресной водой объемом 15 м . В р де случаев, когда концентраци ионов кальци в пластовой воде превыи ала 5000 мг/л, были получены отрицательные результаты.The known method has a number of residues. Treatment of flooded oil in the wellbore zone of the well with an inhibitor at a concentration of the active substance of 1–2% co-causes a sharp increase in the volume of captured fluid, which inevitably leads to a decrease in the phase permeability of the oil producing formation and an increase in water (undesirable phenomenon from the standpoint of formation physics). The known technical solution inevitably leads to difficulties in the development after treatment of the well bottom-hole zone with an aqueous solution of salt inhibitor. And the last difficulty in the wide use of this technical solution lies in the fact that in areas with a shortage of fresh water (which also includes the Orenburg region) it is not economically feasible to carry out well treatments according to the prototype method. For example, in PGDU Buguruslanneft, a number of wells were processed by a known method. The treatments were carried out according to the method proposed by ESSO Chemicals, for which a 10% aqueous solution was crushed into the well bottom zone) and (- a 2.5 m generator with a subsequent displacement of 15 m of fresh water. In a number of cases, the concentration of ions Calcium in the formation water exceeded 5000 mg / l; negative results were obtained.
Обработка сквакины t 206 Султангуловско-Загл дининского месторождени не была завершена по указанной выше методике в виду того, что призабойна зона скважины была забита гелеобразным ocaдкo l - кальциевой солью ингибитора. Л скважины № 214 и N 217 были обработаны ингибитором Корексит-7647,но это повлекло за собой резкое снижение продуктивности скважин (произошла частична изол ци призабойной зоны скважины продуктом взаимодействи ингибитора и ионо кальци ) .Skvakina t 206 treatment at the Sultangulovsko-Zaglinskoe deposit was not completed according to the above procedure, since the well bottom zone was filled with a gel-like l-calcium inhibitor salt. L wells No. 214 and N 217 were treated with the Corexit-7647 inhibitor, but this led to a sharp decrease in the productivity of the wells (partial isolation of the wellbore zone by the product of the interaction of the inhibitor and ionic calcium) occurred.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины путем устранени влени несовместимости ингибитора солеотложений с минерализованными пластовыми водами, содержащими ионы кальци .The aim of the invention is to increase the efficiency of wellbore zone treatment by eliminating the occurrence of incompatibility of a scale inhibitor with saline formation waters containing calcium ions.
Поставленна цель достигаетс тем что в призабойную зону скважины задавливаетс хелатообразующий агент, а затем раствор ингибитора солеотложений или хелатообразующий агент иThis goal is achieved by the fact that a chelating agent is crushed into the wellbore zone, followed by a solution of a scale inhibitor or a chelating agent
ингибитор подаютс одновременно. Концентраци ингибитора солеотложений находитс в пределах 10-20 вес.%. в качестве хелатообразующего агента используют органический азотсодержаиий комплексон, способный образовывать растворимые комплексы с ионамикальци (динатриева соль этилендиаминтетрауксусна кислота -трилон-в)the inhibitor is supplied simultaneously. The concentration of the scale inhibitor is in the range of 10-20% by weight. An organic nitrogen-containing complexone is used as a chelating agent, capable of forming soluble complexes with anion-containing ions (ethylenediaminetetraacetic acid-trilon-in disodium salt)
NaQoc-CHNaQoc-CH
CK -coowaCK -coowa
1one
,N-CK,, N-CK,
иоос - сн.ioos - n.
,j-COOH, j-COOH
Возникновение положительного эффекта , наблюдаемого при использоваНИИ предполагаемого изобретени , может быть объ снено следующим образом. Закачка в призабойную зону скважины ингибитора при концентрации 10 20вес.% активного вещества практически невозможна при концентрации ИОНОВ кальци от 3000 мг/л и более. Введение в свиту плас-f тов хелатообразующего агента как до подачи ингибитора солеотложений , так и совместно устран ет недостатки способа-прототипа. Хелатообразующий агент, вводитс в таком количестве, чтобы ионы кальци св зывались комплексоном, а вводимый ингибитор при заданной концентрации был бы совместим с пластовыми водами. Соотношение ингибитор солеотложений - хелатообразующий агент определ етс экспериментально дл аждой скважины с учетом экономической целесообразности регулировани объемов закачиваемой в пласт воды, количеством вводимого хелатообразующего агента или того и другого одновременно . Важно, чтобы система водныйThe occurrence of the positive effect observed when using the proposed invention can be explained as follows. Injection into the wellbore zone of the inhibitor well at a concentration of 10–20 wt.% Of the active substance is practically impossible at a calcium ION concentration of 3000 mg / l and more. The introduction of a chelating agent plast plate into the retinue, both prior to the introduction of a scale inhibitor, and together eliminates the disadvantages of the prototype method. A chelating agent is introduced in such an amount that the calcium ions are bound by the complexone, and the injected inhibitor at a given concentration would be compatible with the formation waters. The ratio of scale inhibitor to chelating agent is determined experimentally for each well, taking into account the economic feasibility of adjusting the volume of water injected into the formation, the amount of chelating agent added, or both. It is important that the water system
раствор ингибитора солеотложенййпластовые воды были совместимы полностью.The saltwater inhibitor solution was completely compatible.
в табл.1 приведены данные лабораторных работ по оценке совместимости модельных пластовых вод с: раствором ингибитора солеотложений Корексит-7647, концентраци которого - 10% активного вещества:Table 1 shows the laboratory data for assessing the compatibility of model reservoir waters with: a Scalexit-7647 scaling inhibitor solution, the concentration of which is 10% of the active substance:
V модельной пластовой воды : V ингибитора солеотЛожений 1:1.V model reservoir water: V scaling inhibitor 1: 1.
Совместимыми растворы считаютс в том случае, когда после сливани обоих растворов полученный раствор не- имеет осадка и мути. Оценка совместимости производитс визуально.Compatible solutions are considered in the case when, after draining both solutions, the resulting solution has no sediment and turbidity. Compatibility assessment is made visually.
Из данных, приведенных в табл.1, следует, что модельные пластовые воды, содерх ащие ионы кальци отFrom the data given in Table 1, it follows that the model reservoir waters containing calcium ions from
5000 мг/л. и выше, не -совместимы с И{)гибитором солеотложений при концентрации 10 вес, %. Ионы натри и магни не оказывают вли ни на совместимость ингибитора солеотложений5000 mg / l. and above, are not compatible with the AND {) salt scale accumulator at a concentration of 10 wt.%. The sodium and magnesium ions do not affect the compatibility of the scale inhibitor.
мрдельнымл пластовыми водами. В табл.2 приведены данные по оценке совместимости модельной пластовой воды (концентраци ионов кальци от 5000-30000 мг/л) с вводимым ингибитором солеотложений. Регулирование совместимости осуществл етс путем подачи в систему хелатообразую щего агента до введени ингибитора солеотложений, совместно с ингибито ром солеотложений. Из данных, приведенных в табл.1, следует, что в качестве хелатообразующето агента целесообразно исполь эовать динатриевую соль этилендиами тетрауксусной кислоты. Совместимость полна при подаче хелатообразующего агента до ингибитора солеотложений или совместно с ним. Достигаетс полна совместимост при концентраци х ионов кальци в пластовой воде от ЬООО-30000 мг/л. Концентраци трилона-Б, необходимого дл полного совмещени модельной пластовой воды и ингибитора солеотложений во всем интервале конце траций ионов кальци , находитс в пределах 0,3-10,0 вес.%. Представленные данные не могут быть рассмотрены как состав, так ка интервал концентраций трилона-Б 0,3 10,0 вес.% справедлив не дл всего диапазона концентраций ионов кальци ( 5000-30000 мг/л). Данные табл. есть конкретные случаи в выборе концентраций хелатообразующего агента в зависимости от концентрации ионов кальци (содержание воды - до 100 вес . %). Например: концентраци трилона-Б равна 9,3 вес. %, справедлива дл всего интервала концентраций ионов кальци , а 0,3 вес. % - только дл одного значени , равного 500 мг/л. Пример. В 50 см минерали зованной воды (пластовой) скважины 113 Красно рского месторождени ПГД Бугурусланнефть при концентраци ионов кальци 100036 мг/л введено 50 см 10%-ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647 и 1,8 вес. % трилона-Б. П р и м е р 2. В 50 см минерали зованной пластовой воды скважины И Красно рского месторождени ПГДУ Бугурусланнефть при концентраци ионов кальци 10036 мг/л введено сн чала 1,8 вес. % трилона-Б, а затем 50 см 10%-ного pacTBQpa ингибитора солеотлох ений Корексит-7647 . Пример 3. В 50 см минерали зованной пластовой воды скважины 11 Красно рского месторождени НГДУ Бугурусланнефть при концентраци ионов кальци 10036 мг/л введено 50 CNt 15%-ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647 и 2,0 вес. % трилона-Б. Пример4. В 50 см минерализованной пластовой воды :кважины 113 Красно рского месторождени ;ГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальци 10036 мг/л введено 2.0вес. % трилона-и, а затем 50 см 15%-ного раствора ингибитора солеотложениЯ Корексит-7647. Пример5. В 50 см минерализованной пластовой воды скважины 113 Красно рского месторождени НГДУ Бугурусланнефть при концентрации ионов кальци 10036 мг/л введено 50 см ингибитора солеотложений Ко рексит-7647 с концентрацией 20% и 2.1вес. % трилона-Б, Примерб. В50 см минерализованной пластовой воды скважины 1.13 Красно рского месторождени ИГДУ Бугуруслан;ефть при концентрации ионов кальци 10036 мг/л введено 2,1 вес. % трилона-Б, а затем 50 см 20 -ного раствора ингибитора солеотложений Корексит-7647. Во всех случа х совместимость минерализованной пластовой воды и ингибитора солеотложений с добавлением хелатообразующего агента - полна . Дл сравнени аналогична работа проведена по способу-прототипу. При введении в минерализованную пластовую воду ингибитора солеотложений Корексит-7647 даже при концентраци х 1-2% происходит поттнение раствора, что говорит о несовместимости данных растворов. 7аким образом, предлагаемый способ полностью реализует цель изобретени , а именно: достигаетс полна совместимость минерализованных пластовых вод с вводимыми в свиту пластов ингибитора солеотложений; способ позвол ет производить закачку ингибргтора с более высокой концентрацией; сокращаютс объемы закачиваемой в пласт воды; сокращаетс расход пресной воды. Ингибитор солеотложений Корексит-7647 имеетс в значительных количествах на предпри ти х объединени Оренбургнефть, а трилон-Б вл етс недефицитным продуктом, производ щимс отечественной промышленностью в значительных количествах дл ум гчени зоцы. Ожидаемый т одовой экономический эффект от использовани предлагаемого способа только в системе Оренбургнефть составл ет 130000 руб в год. mrdelnom reservoir waters. Table 2 presents data on assessing the compatibility of model reservoir water (calcium ion concentration from 5000-30000 mg / l) with an injected scaling inhibitor. Compatibility control is carried out by feeding a chelating agent into the system prior to the introduction of a scale inhibitor, together with a scale inhibitor. From the data presented in Table 1, it follows that it is advisable to use the disodium salt with ethylenediami of tetraacetic acid as the chelating agent. Compatibility is complete when applying a chelating agent to or along with a scale inhibitor. Fully compatible with calcium ion concentrations in formation water from LOOO-30000 mg / l. The concentration of Trilon-B, necessary for the complete overlap of model reservoir water and a scale inhibitor in the entire range of calcium ion traction, is in the range of 0.3-10.0 wt.%. The presented data cannot be considered as a composition, as the range of concentrations of Trilon-B 0.3 10.0 wt.% Is not valid for the whole range of concentrations of calcium ions (5000-30000 mg / l). The data table. There are specific cases in the choice of chelating agent concentrations depending on the concentration of calcium ions (water content is up to 100 wt.%). For example: the concentration of Trilon-B is 9.3 wt. %, valid for the entire range of concentrations of calcium ions, and 0.3 weight. % - only for one value equal to 500 mg / l. Example. In 50 cm of mineralized water (reservoir) well 113 of the Krasnoroye field of PGD Buguruslanneft with a calcium ion concentration of 100036 mg / l, 50 cm of 10% aqueous solution of the scale inhibitor Corexit-7647 and 1.8 wt. % Trilon-B. EXAMPLE 2. In 50 cm of mineralized reservoir water from the well of the Krasnoyarsk field, the PGUU Buguruslanneft, with a calcium ion concentration of 10036 mg / l, was introduced to reduce 1.8 weight. % Trilon-B, and then 50 cm of 10% pacTBQpa salt degradation inhibitor Corexit-7647. Example 3. In 50 cm of mineralized reservoir water from the well 11 of the Krasnoroye field of the NGDU Buguruslanneft oil with a concentration of calcium ions of 10036 mg / l, 50 CNt of a 15% aqueous solution of the scale inhibitor Corexit-7647 and 2.0 wt. % Trilon-B. Example4. At 50 cm of mineralized reservoir water: the wells of the 113 Krasnorsk deposit, GDU Buguruslanneft with a calcium ion concentration of 10036 mg / l, 2.0 weight was introduced. % Trilon-and, and then 50 cm of a 15% solution of scale inhibitor Corexit-7647. Example5. 50 cm of the mineralized reservoir water from the well 113 of the Krasnoyarsk field of the NGDU Buguruslanneft, with a concentration of calcium ions of 10036 mg / l, 50 cm of scale inhibitor Corexit-7647 with a concentration of 20% and 2.1 weight were injected. % Trilon B, Approx. B50 cm of mineralized reservoir water from the well 1.13 of the Krasnororsky field, IGDU Buguruslan, eft, with a calcium ion concentration of 10036 mg / l, 2.1 wt. % Trilon-B, and then 50 cm of a 20-th solution of scale inhibitor Koreksit-7647. In all cases, the compatibility of mineralized formation water and a scale inhibitor with the addition of a chelating agent is complete. For comparison, similar work was carried out according to the prototype method. When a scale inhibitor Korexit-7647 is introduced into the saline water of a reservoir, even at concentrations of 1–2%, solution drains, which indicates the incompatibility of these solutions. 7In this way, the proposed method fully implements the purpose of the invention, namely: full compatibility of saline stratum waters with the scale inhibitor introduced into the formation of the formation is achieved; the method allows the injection of an inhibitor with a higher concentration; reduced volumes of water injected into the reservoir; fresh water consumption is reduced. The scale inhibitor Korexit-7647 is present in significant quantities in the enterprises of the Orenburgneft association, and Trilon-B is a non-deficient product produced by the domestic industry in significant quantities for clearing the calves. The expected economic effect from the use of the proposed method only in the Orenburgneft system is 130,000 rubles per year.
.Таблица 1.Table 1
Продолжение табл. 2Continued table. 2
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782588440A SU791943A1 (en) | 1978-02-09 | 1978-02-09 | Method of preventing salt deposition in a well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU782588440A SU791943A1 (en) | 1978-02-09 | 1978-02-09 | Method of preventing salt deposition in a well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU791943A1 true SU791943A1 (en) | 1980-12-30 |
Family
ID=20752691
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU782588440A SU791943A1 (en) | 1978-02-09 | 1978-02-09 | Method of preventing salt deposition in a well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU791943A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4495996A (en) * | 1983-12-01 | 1985-01-29 | Atlantic Richfield Company | Method for scale removal and scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
RU2552434C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Composition for sediment removal from oil wells and reservoir bottomhole zone |
CN110643333A (en) * | 2019-08-30 | 2020-01-03 | 成都理工大学 | Salt crystallization inhibitor for preventing sodium chloride from crystallizing in oil well and preparation method thereof |
-
1978
- 1978-02-09 SU SU782588440A patent/SU791943A1/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4495996A (en) * | 1983-12-01 | 1985-01-29 | Atlantic Richfield Company | Method for scale removal and scale inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
RU2552434C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-06-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Composition for sediment removal from oil wells and reservoir bottomhole zone |
CN110643333A (en) * | 2019-08-30 | 2020-01-03 | 成都理工大学 | Salt crystallization inhibitor for preventing sodium chloride from crystallizing in oil well and preparation method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Nghiem et al. | Treatment of coal seam gas produced water for beneficial use in Australia: A review of best practices | |
AU605197B2 (en) | Preventing plugging by insoluble salts in a hydrocarbon-bearing formation and associated production wells | |
O'Melia | Coagulation and sedimentation in lakes, reservoirs and water treatment plants | |
US5613242A (en) | Method and system for disposing of radioactive solid waste | |
DE1298064B (en) | Aqueous solution to improve the permeability of porous underground formations | |
US2738325A (en) | Method of treating water introduced into underground formations | |
EP2598596A2 (en) | Fracturing fluid water reuse system and method | |
WO1994019576A1 (en) | Removal of scale-forming inorganic salts from a produced brine | |
DE69034176T2 (en) | Dissolution of sulphate deposits | |
Trus et al. | The study of the particular aspects of water purification from the heavy metal ions using the method of nanofiltration | |
SU791943A1 (en) | Method of preventing salt deposition in a well | |
US4114693A (en) | Method of treating formation to remove ammonium ions without decreasing permeability | |
US4051901A (en) | Process for water treatment in mobility controlled caustic flooding process | |
US4314779A (en) | Method of aquifer restoration | |
Almousa et al. | Groundwater Management Strategies for Handling Produced Water Generated Prior Injection Operations in the Bakken Oilfield | |
RU2259471C1 (en) | Radiobarite-containing mineral salt scale prevention method | |
DE3841030C2 (en) | Method of inhibiting stone formation in a borehole | |
RU2184840C2 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
CA1144856A (en) | Method of aquifer restoration | |
SU451633A1 (en) | Water purification method | |
JPS5665683A (en) | Treatment of organic waste water | |
RU2111344C1 (en) | Process of usage of entrails of earth for regeneration of ion- exchange filters | |
Maliwal et al. | Predictability of exchangeable sodium by gypsum requirement using cation exchange equilibria | |
EP0040442A1 (en) | Method of treating wells with self-precipitating scale inhibitor | |
SU1677270A1 (en) | Method to combat non-organic salt deposits at the bottomhole and oil well equipment |