UA19954U - Method for treatment of bottom zone of carbonate collector - Google Patents
Method for treatment of bottom zone of carbonate collector Download PDFInfo
- Publication number
- UA19954U UA19954U UAU200605100U UAU200605100U UA19954U UA 19954 U UA19954 U UA 19954U UA U200605100 U UAU200605100 U UA U200605100U UA U200605100 U UAU200605100 U UA U200605100U UA 19954 U UA19954 U UA 19954U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- mixture
- formation
- acid
- treatment
- carbonate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 229910052500 inorganic mineral Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000011707 mineral Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 25
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 5
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Battery Electrode And Active Subsutance (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Корисна модель відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів обробки свердловин 2 зметою підвищення їх продуктивності.The useful model applies to the oil and gas industry, in particular to ways of treating wells 2 with the aim of increasing their productivity.
Відомий спосіб кислотної обробки привибійної зони свердловин |1)| за допомогою соляної та інших кислот.There is a known method of acid treatment of the drilling zone of wells |1)| with the help of hydrochloric and other acids.
Ефективність стимулювання роботи видобувних свердловин за цим способом невисока Через неглибоке проникнення кислот у пласт та малий контур обробки продуктивного горизонту.The effectiveness of stimulating the work of production wells by this method is low. Due to the shallow penetration of acids into the reservoir and the small contour of the processing of the productive horizon.
Відомий спосіб кислотної обробки |2), за яким здійснюють роздільне закачування двох реагентів по 70 насосно-компресорним трубам і затрубному простору з одержанням кислоти в результаті їх взаємодії на вибої свердловини. В якості реагентів використовують самостійно нейтральні по відношенню до карбонатної породи і металу хімічні реагенти: водний розчин формальдегіду (формалін) 37-4095 концентрації і амоній хлористий.A known method of acid treatment |2), according to which the two reagents are separately pumped through 70 pump-compressor pipes and the annular space with the production of acid as a result of their interaction at the wellbore. As reagents, chemical reagents independently neutral to carbonate rock and metal are used: an aqueous solution of formaldehyde (formalin) 37-4095 concentration and ammonium chloride.
Недоліком цього способу є складність його реалізації, через двохтрубну схему подачі реагентів на вибій свердловини, в результаті чого проходить недостатньо глибоке проникнення кислоти в пласт. 12 Найбільш близьким до запропонованого є спосіб кислотної обробки продуктивного пласта |З), за яким закачують два нейтральних реагенти з одержанням кислоти в результаті їх взаємодії на вибої свердловини, причому закачування проводять роздільно безпосередньо в пористе середовище привибійної зони шляхом розділення пакером міжтрубного простору в інтервалі дії реагентів. Недоліком цього способу є складність реалізації, так як для роздільної закачки реагентів у свердловину необхідно встановлювати пакер, що можливе лише при проведенні капітального ремонту свердловини. Тобто свердловину необхідно попередньо готувати для проведення даної технологічної операції.The disadvantage of this method is the complexity of its implementation, due to the two-pipe scheme for the supply of reagents to the wellbore, as a result of which there is insufficient deep penetration of the acid into the formation. 12 The closest to the proposed method is the method of acid treatment of the productive layer |Z), according to which two neutral reagents are injected with the production of acid as a result of their interaction at the wellbore, and the injection is carried out separately directly into the porous medium of the near-bore zone by separating the intertube space in the action interval with a packer reagents. The disadvantage of this method is the complexity of implementation, since for separate injection of reagents into the well, it is necessary to install a packer, which is possible only when the well is overhauled. That is, the well must be pre-prepared for this technological operation.
В основу корисної моделі поставлено задачу підвищення ефективності обробки привибійної зони карбонатного колектора шляхом збільшення кислотності розчину та утримання розчинених компонентів.The basis of the useful model is the task of increasing the efficiency of the treatment of the near-break zone of the carbonate reservoir by increasing the acidity of the solution and retaining the dissolved components.
Поставлена задача вирішується за рахунок того, що обробка привибійної зони карбонатного колектора 22 здійснюється шляхом закачування в пласт через насосно-компресорні труби попередньо приготованої біля шо свердловини суміші, при наступному співвідношенні компонентів, 90:The task is solved due to the fact that the treatment of the near-breakout zone of the carbonate collector 22 is carried out by pumping into the reservoir through pump-compressor pipes a mixture previously prepared near the well, with the following ratio of components, 90:
Оцтова кислота 5-7Acetic acid 5-7
Мурашина кислота 3-5 « 30 Іонкоагулянт 1-3 оюFormic acid 3-5 « 30 Ionic coagulant 1-3 oyu
Бішофіт 3-6Bischofite 3-6
Інгібітор корозії 0,25 ме)Corrosion inhibitor 0.25 me)
Поверхнево-активна речовина 01 Ге) вода Решта. 35 ч-Surfactant 01 Ge) water The rest. 35 h-
При цьому утворення соляної кислоти за рахунок реакції суміші і наступне розчинення нею карбонатів відбувається під час руху в глибину пласта.At the same time, the formation of hydrochloric acid due to the reaction of the mixture and the subsequent dissolution of carbonates by it occurs during movement into the depth of the formation.
У порівнянні з відомими запропонований спосіб має наступні переваги: підвищується радіус обробки пласта; « не відбувається випадання продуктів реакції в поровому просторі; значно підвищується ефективність дії на 40 привибійну зону пласта і, як наслідок, збільшення продуктивності свердловини. но) с Цей спосіб показав високу ефективність при проведенні лабораторних і промислових випробувань. у» Склад суміші має загальну кислотність 8-1295, що гарантує підвищення об'єму розчинення карбонатного колектора і тим самим радіус обробки пласта. За рахунок запропонованого набору хімреагентів рН середовища утримується на постійному рівні. Наявність іонокоагулянту, наприклад тетранатріє-вої солі (ТИС), сприяє 45 утримуванню значної кількості іонів кальцію, магнію та заліза в розчинному стані, що попереджує випадання вже - розчинених кислотою сполук у осад, який би зменшив ефект кислотної обробки. Аналітичними методами со визначено, а експериментальним шляхом підтверджено оптимальний вміст ТНС, при якому проявляється максимальна розчинююча здатність суміші по відношенню до карбонатного керну та утримуюча здатність розчину се) до вже прореагованих часток породи. с 50 Для попередження корозії металевого обладнання до складу суміші входить інгібітор кислотної корозіїIn comparison with known methods, the proposed method has the following advantages: the radius of formation processing increases; "reaction products do not fall out in the pore space; the effectiveness of the action on the 40 near-bore zone of the formation is significantly increased and, as a result, the productivity of the well increases. no) c This method has shown high efficiency during laboratory and industrial tests. y» The composition of the mixture has a total acidity of 8-1295, which guarantees an increase in the volume of dissolution of the carbonate collector and thus the radius of formation processing. Due to the proposed set of chemical reagents, the pH of the medium is kept at a constant level. The presence of an ionic coagulant, for example, tetrasodium salt (TSS), helps to keep a significant amount of calcium, magnesium, and iron ions in a soluble state, which prevents compounds already dissolved by acid from falling into the sediment, which would reduce the effect of acid treatment. Analytical methods were determined, and experimentally confirmed the optimal THC content, which shows the maximum dissolving ability of the mixture in relation to the carbonate core and the holding capacity of the solution (se) to the already reacted rock particles. c 50 To prevent corrosion of metal equipment, the composition of the mixture includes an inhibitor of acid corrosion
КІ-1М. З метою визначення корозійної агресивності суміші по відношенню до металевого обладнання проведені їз» лабораторні дослідження корозійних властивостей сумішей у динамічних умовах по відношенню до трубної сталіKI-1M. In order to determine the corrosive aggressiveness of the mixture in relation to metal equipment, laboratory studies of the corrosion properties of mixtures in dynamic conditions in relation to pipe steel were carried out
СТ-20 при температурі 1009С. Визначено, що швидкість корозії зразків-свідків в розчині оцтової кислоти і бішофіту в 2,5-4 рази менше, ніж в розчині мурашиної кислоти тієї ж концентрації, а суміш кислот має ще вищу корозійну активність. Вміст ТНС у розчині вже без додавання інгібітора корозії КІ-АМ знижує корозійне с руйнування металу. Додавання КІ-1М в концентрації 0,2595 знижує корозію металу в 3,5-5,3 разів, що робить дану композицію повністю безпечною по відношенню до металевого обладнання свердловин.ST-20 at a temperature of 1009C. It was determined that the rate of corrosion of the witness samples in a solution of acetic acid and bischofite is 2.5-4 times lower than in a solution of formic acid of the same concentration, and the mixture of acids has an even higher corrosion activity. The THC content in the solution already without the addition of the corrosion inhibitor KI-AM reduces the corrosive destruction of the metal. Adding KI-1M in a concentration of 0.2595 reduces metal corrosion by 3.5-5.3 times, which makes this composition completely safe in relation to the metal equipment of wells.
Дослідження впливу запропонованої суміші проведені на установці дослідження проникності кернів УДПК-1ТМ.Research on the effect of the proposed mixture was carried out on the UDPK-1TM core permeability research unit.
Керни з карбонатних колекторів Загорянського ГКР, температура в кернотримачі 1009, тиск обжиму З0МПа, тиск бо прокачки 12,0-15,0МПа.Cores from the carbonate reservoirs of the Zagoryansky GKR, the temperature in the core holder is 1009, the crimping pressure is 30 MPa, the pumping pressure is 12.0-15.0 MPa.
Аналіз результатів досліджень показує, що додавання ТНС підвищує проникність керну за рахунок додаткового розчинення породи та попередження утворення нерозчинних з'єднань. Встановлено також, що додавання поверхнево-активної речовини (ПАР) позитивно впливає на результати обробки карбонатних колекторів кислотним складом за рахунок зниження поверхневого натягу та прискорення процесів видалення відпрацьованого розчину з 65 перового простору, тому наявність його в суміші для обробки привибійної зони колекторів обов'язкова.The analysis of research results shows that the addition of THC increases the permeability of the core due to the additional dissolution of the rock and the prevention of the formation of insoluble compounds. It has also been established that the addition of a surfactant (surfactant) has a positive effect on the results of treatment of carbonate collectors with an acidic composition due to the reduction of surface tension and the acceleration of the processes of removing the spent solution from the 65 pen space, therefore its presence in the mixture for the treatment of the surface area of the collectors is mandatory .
Запропонований спосіб обробки привибійної зони карбонатного колектора випробуваний на свердловині газоконденсатного родовища глибиною 5172м, яка розкриває газонасичений пласт в інтервалі 5097-5088М.The proposed method of treatment of the near-outbreak zone of the carbonate collector was tested on a well of a gas condensate field with a depth of 5172 m, which reveals a gas-saturated layer in the interval 5097-5088 M.
Пластова температура - 1250. Пластовий тиск - 50,9МПа. Колектор представлений глинизованими доломітами, вапняками, глинистими вапняками. Пористість 7 11905. Після капітального ремонту свердловина зменшила свої видобувні характеристики з 170-185тис.мУ/добу до 35. 40тис.м? /добу. Проведення солянокислих обробок 12906-ним розчином ефекту не дало, тому необхідно було проводити інтенсифікацію видобутку, застосувавши інший кислотний розчин.Formation temperature - 1250. Formation pressure - 50.9 MPa. The reservoir is represented by argillaceous dolomites, limestones, clayey limestones. Porosity 7 11905. After overhaul, the well reduced its production characteristics from 170-185 thousand mU/day to 35.40 thousand m? /day Hydrochloric acid treatments with a 12906 solution did not have an effect, so it was necessary to intensify the production by applying another acid solution.
Для проведення обробки пласта визначений об'єм вихідних компонентів. З розрахунку 0,5м З/м продуктивної то товщини пласта необхідно приготувати не менше 4,5м? суміші, так як інтервал газонасиченого пласта Ом.The volume of the initial components is determined for processing the formation. Based on the calculation of 0.5 m Z/m of the productive layer thickness, it is necessary to prepare at least 4.5 m? mixture, as the interval of the gas-saturated reservoir Ohm.
Біля свердловини в ємності М-бм готується суміш на основі 3096-го очищеного розчину бішофіту, який розбавляється технічною водою до 5905-ї концентрації. В цей розчин додають інші компоненти і насосним агрегатом перемішуються. На їм? суміші необхідно приготувати 160л концентрованого бішофіту, б0л оцтової /5 КИСЛОТИ, 40л мурашиної кислоти, 2,5л КІ-АМ, Тл ПАР та 763,5л технічної води. Безпосередньо перед закачкою розчину в готову суміш вводять 40кг ТНС. Загальний об'єм вихідних компонентів включає: 720л бішофіту, 270л оцтової кислоти, 180л мурашиної кислоти, 11,25л КІ-1М, 4,Б5л ПАР, води 3435,75л та 180кг ТНС.Near the well, in the tank M-bm, a mixture is prepared based on the 3096th purified bischofite solution, which is diluted with technical water to the 5905th concentration. Other components are added to this solution and mixed with a pump unit. On them? of the mixture, it is necessary to prepare 160 liters of concentrated bischofite, 0 liters of acetic /5 ACID, 40 liters of formic acid, 2.5 liters of KI-AM, 1 liter of surfactant and 763.5 liters of technical water. Immediately before injection of the solution, 40 kg of THC are injected into the finished mixture. The total volume of initial components includes: 720 liters of bischofite, 270 liters of acetic acid, 180 liters of formic acid, 11.25 liters of KI-1M, 4.B5 liters of surfactant, 3435.75 liters of water and 180 kg of THC.
До трубного простору задавочного вузла приєднують цементувальний агрегат типу ЦА-320. При відкритому затрубному просторі підготовлену суміш закачують у свердловину. Реагуючі компоненти суміші продавлюються до інтервалу перфорації рідиною глушіння (технічною водою). Після подачі суміші в привибійну зону пласта затрубний простір закривається і суміш продавлюється в поровий простір пласта. Для здійснення реакції утвореного розчину соляної кислоти з породою пласта свердловина закривається на 1-2 години по закінченні часу реагування розчину з породою пласта свердловина очищається від продуктів реакції продувкою на факел і пускається в роботу.A TSA-320 type cementing unit is attached to the pipe space of the pressure unit. With an open annular space, the prepared mixture is pumped into the well. The reacting components of the mixture are pushed to the perforation interval with the quenching liquid (technical water). After the mixture is fed into the outcrop zone of the formation, the annular space is closed and the mixture is forced into the pore space of the formation. To carry out the reaction of the formed solution of hydrochloric acid with the rock of the formation, the well is closed for 1-2 hours after the end of the reaction time of the solution with the rock of the formation, the well is cleaned of the reaction products by blowing with a torch and put into operation.
Обробка свердловини показала високу технологічність запропонованого способу. Підвищення видобутку газу зафіксовано на рівні 124тис.мУ/добу протягом 45 перших днів і далі 112тис.м З/добу протягом 11 місяців після - обробки. Отже, запропонований спосіб обробки карбонатного колектора є придатним для широкого промислового впровадження.The processing of the well showed the high manufacturability of the proposed method. The increase in gas production was recorded at the level of 124,000 mU/day during the first 45 days and then 112,000 mU/day during the 11 months after processing. Therefore, the proposed method of processing the carbonate collector is suitable for wide industrial implementation.
Джерела інформації: «І 1. Амиян В.А., Уголев В.С. Физико-химические методьі! повьішения производительности скважин. - М: Недра. 1970. с.19-31. юю 2. Лебедева М.Н., Калашнев В.В. и др. Химическая обработка призабойной зоньі с получением соляной Ге»! кислотьї на забое. РНТС Нефтепромьісловое дело. 1973, Мо2, с.8-10. 3. Патент Україна Мо10617, МПК Е21843/27. Ме. ч-Sources of information: "I 1. Amiyan V.A., Ugolev V.S. Physical and chemical methods! increasing the productivity of wells. - M: Subsoil. 1970. pp. 19-31. 2. Lebedeva M.N., Kalashnev V.V. and others. Chemical treatment of the bottomhole zone to obtain salt Ge»! acid for slaughter. RNTS Oil Industry Business. 1973, Mo2, pp. 8-10. 3. Patent Ukraine Mo10617, IPC E21843/27. Me. h-
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200605100U UA19954U (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Method for treatment of bottom zone of carbonate collector |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200605100U UA19954U (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Method for treatment of bottom zone of carbonate collector |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA19954U true UA19954U (en) | 2007-01-15 |
Family
ID=37725689
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200605100U UA19954U (en) | 2006-05-10 | 2006-05-10 | Method for treatment of bottom zone of carbonate collector |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA19954U (en) |
-
2006
- 2006-05-10 UA UAU200605100U patent/UA19954U/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
| EP2737002B1 (en) | Well servicing fluid and method of servicing a well with the fluid | |
| EA007853B1 (en) | Well treatment fluids comprising chelating agents | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| RU2352771C2 (en) | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| UA19954U (en) | Method for treatment of bottom zone of carbonate collector | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2717850C1 (en) | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant | |
| UA62156A (en) | Method for treating the critical area of formation of a carbonate collector | |
| RU2261323C1 (en) | Treatment method for bottomhole area of terrigenous bed of gas well under abnormal low pressure | |
| RU2382186C1 (en) | Oil production intensification method | |
| RU2759614C1 (en) | Reagent composition for destructing calcium carbonate deposition in gas boreholes of underground gas storage facilities | |
| Grigoryeva et al. | PHYSICO-CHEMICAL METHOD OF ENHANCED OIL RECOVERY | |
| UA130448U (en) | APPLICATION OF AQUATIC SOLUTION OF GUANIDINE SALT AS A REAGENT FOR IMPROVING PRODUCTIVITY OF BORING WORKS | |
| RU2102591C1 (en) | Method for treating productive bed | |
| RU2052086C1 (en) | Process of working of well in carbonate collector | |
| RU2110678C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
| RU2125154C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| UA120277U (en) | METHOD OF ACTION ON THE WELL-BREAKING ZONE OF THE PLAST | |
| UA146854U (en) | The method of processing the bottomhole zone of the productive formation of wells | |
| UA137330U (en) | COMPOSITION FOR TREATMENT OF CUTTING ZONE OF PRODUCTIVE LAYER WITH HV COMPLEX REAGENT | |
| RU2059804C1 (en) | Composition for treatment of critical zone of carbonate stratum | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2298091C2 (en) | Method for decarbonization of hydrocarbon-containing formations |