UA72332C2 - Method for acid treatment of high-temperature wells - Google Patents
Method for acid treatment of high-temperature wells Download PDFInfo
- Publication number
- UA72332C2 UA72332C2 UA20021210386A UA20021210386A UA72332C2 UA 72332 C2 UA72332 C2 UA 72332C2 UA 20021210386 A UA20021210386 A UA 20021210386A UA 20021210386 A UA20021210386 A UA 20021210386A UA 72332 C2 UA72332 C2 UA 72332C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- acid
- hydrocarbon solvent
- kerosene
- suspension
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 43
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- RPAJSBKBKSSMLJ-DFWYDOINSA-N (2s)-2-aminopentanedioic acid;hydrochloride Chemical class Cl.OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O RPAJSBKBKSSMLJ-DFWYDOINSA-N 0.000 abstract 1
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 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
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до технології кислотних обробок свердловин.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the technology of acid treatment of wells.
Відомий спосіб кислотної обробки свердловин, що включає послідовне нагнітання у свердловину суспензії на нафтовій основі, гідрофобної емульсії та 10-1595 розчину соляної кислоти (ас. СРСР Мо1104244,There is a known method of acid treatment of wells, which includes sequential injection into the well of an oil-based suspension, a hydrophobic emulsion and a 10-1595 solution of hydrochloric acid (as. USSR Mo1104244,
Е218в43/27, 1984). Як суспензію на нафтовій основі використовують суміш крейди з гідрофобною емульсією або нафтою. Використання даного способу забезпечує блокування бисокопроникних прошарків від дії кислотного розчину. Низькопроникні прошарки за рахунок використання суспензії практично не поглинають нафтову емульсію, завдяки чому кислотний розчин діє виключно на цей інтервал, збільшуючи його проникність та видобуток пластових флюїдів.E218v43/27, 1984). A mixture of chalk with a hydrophobic emulsion or oil is used as an oil-based suspension. The use of this method ensures the blocking of biso-permeable layers from the action of an acid solution. Low-permeability layers due to the use of suspension practically do not absorb oil emulsion, due to which the acid solution acts exclusively on this interval, increasing its permeability and production of reservoir fluids.
Проте згаданий спосіб має ряд недоліків, які створюють труднощі для його використання у свердловинах з високою пластовою температурою (більше 80"С). По-перше, висока корозія підземного обладнання навіть при використанні інгібованої соляної кислоти може призвести до аварії. По-друге, висока температура пластів призводить до швидкої нейтралізації соляної кислоти, що не забезпечує глибокої обробки продуктивного пласта. По-третє, розчини, що використовуються у відомому способі, мають недостатні нафтовитисні властивості.However, the mentioned method has a number of disadvantages that create difficulties for its use in wells with a high formation temperature (more than 80"C). First, high corrosion of underground equipment even when using inhibited hydrochloric acid can lead to an accident. Second, high the temperature of the formations leads to the rapid neutralization of hydrochloric acid, which does not provide deep processing of the productive formation.Thirdly, the solutions used in the known method have insufficient oil extraction properties.
В основу винаходу покладено завдання створення способу кислотної обробки високотемпературних свердловин шляхом використання нових реагентів та зміни технологічних режимів, що дозволить забезпечити проведення ефективної кислотної обробки у свердловинах з пластовою температурою понад 8070.The invention is based on the task of creating a method of acid treatment of high-temperature wells by using new reagents and changing technological modes, which will allow to ensure effective acid treatment in wells with a reservoir temperature of more than 8070.
Поставлене завдання вирішується тим, що у способі кислотної обробки послідовне свердловин, що включає послідовне нагнітання у свердловину вуглеводнів, суспензії на вуглеводневій основі та кислоти, згідно з винаходом обробку здійснюють шляхом послідовного нагнітання у пласт вуглеводнів та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі, при цьому як вуглеводні використовують вуглеводневий розчинник, наприклад, гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний тощо, а як суспензію кислоти на загущеній вуглеводневій основі - склад, що містить нітрилотриметилфосфонову кислоту або суміш: нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію, неіоногенну поверхнево-активну речовину та вуглеводневий розчинник при наступному співвідношенні компонентів, мас.9о : нітрилотриметилфосфонова кислота або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію 3-15 неіоногенна поверхнево-активна речовина 5-30 вуглеводневий розчинник решта.The task is solved by the fact that in the method of acid treatment of sequential wells, which includes the sequential injection into the well of hydrocarbons, hydrocarbon-based suspensions and acid, according to the invention, the treatment is carried out by sequential injection of hydrocarbons and a thickened hydrocarbon-based acid suspension into the reservoir, while hydrocarbons use a hydrocarbon solvent, for example, kerosene, lighting kerosene, aviation fuel (TS), gas stable gasoline, etc., and as an acid suspension on a thickened hydrocarbon base - a composition containing nitrilotrimethylphosphonic acid or a mixture of: nitrilotrimethylphosphonic acid and ammonium bifluoride-fluoride, nonionic surfactant and hydrocarbon solvent in the following ratio of components, wt. 9o: nitrilotrimethylphosphonic acid or a mixture of nitrilotrimethylphosphonic acid and ammonium bifluoride-fluoride 3-15 nonionic surfactant 5-30 hydrocarbon solvent the rest.
Використання запропонованого способу дозволяє здійснювати кислотну обробку у свердловинах з пластовою температурою понад 80"С без ускладнень, що пов'язані з інтенсивною корозійною активністю кислотного розчину при високих температурах, збільшувати глибину обробки пласта активним розчином, покращити нафтовитисні властивості технологічного розчину, що в комплексі із розчиненням породи забезпечує збільшення проникності продуктивного пласта.The use of the proposed method allows you to carry out acid treatment in wells with a reservoir temperature of more than 80"С without complications associated with the intense corrosive activity of an acid solution at high temperatures, to increase the depth of treatment of the reservoir with an active solution, to improve the oil extraction properties of the technological solution, which in a complex with dissolution of the rock ensures an increase in the permeability of the productive layer.
Суттєвими відмінностями запропонованого способу від відомого є: 1. Обробку пласта здійснюють шляхом послідовного нагнітання вуглеводнів та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі. 2. Як вуглеводні використовують вуглеводневий розчинник, наприклад, гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний та інше. 3. Як суспензій) кислоти на загущеній вуглеводневій основі використовують склад, що містить 3-1595 нітрилотриметилфосфонової кислоти або суміш нітрилотриметилфосфонової кислоти та біфторид-фторид амонію, 5-3095 неіоногенної поверхнево-активної речовини та вуглеводневий розчинник - решта до 10095.The essential differences between the proposed method and the known one are: 1. Treatment of the reservoir is carried out by sequential injection of hydrocarbons and acid suspension on a thickened hydrocarbon base. 2. As hydrocarbons, a hydrocarbon solvent is used, for example, kerosene, lighting kerosene, aviation fuel (TS), gas stable gasoline, etc. 3. As a suspension) of acid on a thickened hydrocarbon base, a composition containing 3-1595 of nitrilotrimethylphosphonic acid or a mixture of nitrilotrimethylphosphonic acid and ammonium bifluoride-fluoride, 5-3095 of a nonionic surface-active substance and a hydrocarbon solvent is used - the rest up to 10095.
Здійснення запропонованого способу у високотемпературних свердловинах досягається за рахунок використання суспензії нітрилотриметилфосфонової кислоти (НТФК) на загущеній вуглеводневій основі. Це пов'язано з наступним. По-перше, НТФК відноситься до класу органічних кислот і є слабою кислотою. У відповідності до цього швидкість розчинення породи або сталі вказаною кислотою є значно нижчою, ніж при використанні фосфорної кислоти (кислота середньої сили), і тим паче соляної кислоти, яка є сильною кислотою. За рахунок цього при високій температурі, яка спричиняє різке зростання швидкості реакції, використання НТФК забезпечує незначний вплив на підземне обладнання та сповільнену нейтралізацію кислотного розчину під час контакту з продуктивним пластом. По-друге, використання нітрилотриметилфосфонової кислоти у вигляді суспензії на вуглеводневій основі забезпечує додаткове сповільнення швидкості розчинення породи чи корозії сталі. НТФК є добре розчинною речовиною у воді, кислотах та лугах, але нерозчинною у органічних розчинниках. За рахунок цього НТФК буде проявляти свої кислотні властивості тільки під час контакту з водою (пластовою або зв'язаною, що завжди присутня на поверхні породи). Для недопущення передчасного змішування суспензії використовують буфер із вуглеводневого розчинника. По-третє, значна кількість неіоногенної поверхнево-активної речовини, що використовується для загущення вуглеводневого розчинника, при розчиненні кислоти у воді виконує, крім того, роль сповільнювача швидкості розчинення за рахунок утворення на поверхні породи адсорбційного шару.Implementation of the proposed method in high-temperature wells is achieved by using a suspension of nitrilotrimethylphosphonic acid (NTFC) on a thickened hydrocarbon base. This is due to the following. Firstly, NTFC belongs to the class of organic acids and is a weak acid. In accordance with this, the rate of dissolution of rock or steel with the specified acid is much lower than when using phosphoric acid (an acid of medium strength), and even more so hydrochloric acid, which is a strong acid. Due to this, at a high temperature, which causes a sharp increase in the reaction rate, the use of NTFC ensures a negligible impact on underground equipment and a delayed neutralization of the acid solution during contact with the productive layer. Secondly, the use of nitrilotrimethylphosphonic acid in the form of a hydrocarbon-based suspension provides an additional slowdown in the rate of rock dissolution or steel corrosion. NTFK is a well-soluble substance in water, acids and alkalis, but insoluble in organic solvents. Due to this, NTFC will show its acidic properties only during contact with water (layered or bound, which is always present on the surface of the rock). A hydrocarbon solvent buffer is used to prevent premature mixing of the suspension. Thirdly, a significant amount of nonionic surface-active substance used to thicken the hydrocarbon solvent, when dissolving the acid in water, performs, in addition, the role of slowing down the rate of dissolution due to the formation of an adsorption layer on the surface of the rock.
Таким чином, низькі значення швидкості розчинення породи та корозії підземного обладнання при високій температурі забезпечуються "комбінуванням трьох методів сповільнення: швидкістю утворення кислоти при переході із суспензії у водний розчин, слабою силою самої кислоти та наявністю (ефективного сповільнювача швидкості розчинення.Thus, low values of the rate of rock dissolution and corrosion of underground equipment at high temperature are ensured by "the combination of three methods of slowing down: the speed of acid formation during the transition from suspension to aqueous solution, the weak strength of the acid itself, and the presence of (an effective retarder of the rate of dissolution.
Для ефективного розчинення породи вміст у суспензії нітрилотриметилфосфонової кислоти повинен складати 3-1595. При значному вмісті глинистих компонентів у складі продуктивного пласта як кислота може використовуватись суміш 8-12956 НТФК та 3-595 біфторид-фторид амонію (БФФА). Остання речовина є джерелом фтористоводневої кислоти, яка утворюється під час контакту БФФА та НТФК вже безпосередньо у пласті.For effective rock dissolution, the content of nitrilotrimethylphosphonic acid suspension should be 3-1595. With a significant content of clay components in the production layer, a mixture of 8-12956 NTFC and 3-595 bifluoride-ammonium fluoride (BFFA) can be used as an acid. The last substance is a source of hydrofluoric acid, which is formed during the contact of BFFA and NTFC already directly in the formation.
У більшості випадків вуглеводневий розчинник характеризується низькою в'язкістю (одиниці мПа"с), що спричиняє досить швидке осідання приготованої суспензії кислоти і погіршує умови її зберігання і транспортування. Для недопущення передчасного осідання суспензії вуглеводневий розчинник загущують неіїоногенною поверхнево-активною речовиною (НПАР) при концентрації 5-3096, що забезпечує збільшення його в'язкості в декілька разів в залежності від типу НПАР. Крім того, вуглеводневий розчин НПАР має здатність покращувати нафтовитисні властивості, що дозволяє збільшити винесення нафти із пласта та розчинити асфальтосмолопарафінисті відклади у привибійній зоні пласта, якщо такі є у наявності. Все це одночасно з кислотним впливом на породу забезпечує відновлення та збільшення проникності продуктивного пласта. Як вуглеводневий розчинник може бути використаний гас, гас освітлювальний, паливо авіаційне (ТС), бензин газовий стабільний тощо. Як НПАР може бути використано жиринокс, ріпокс, неонол, превоцел та інше.In most cases, the hydrocarbon solvent is characterized by a low viscosity (units of mPa"s), which causes a rather rapid settling of the prepared acid suspension and worsens the conditions for its storage and transportation. To prevent premature settling of the suspension, the hydrocarbon solvent is thickened with a nonionic surfactant (NSPAR) at concentration of 5-3096, which ensures an increase in its viscosity several times, depending on the type of NPAR. In addition, the hydrocarbon solution of NPAR has the ability to improve oil-displacing properties, which allows to increase the removal of oil from the reservoir and dissolve asphalt-tar-paraffin deposits in the near-welling zone of the reservoir, if such are available. All of this simultaneously with the acid effect on the rock ensures the recovery and increase of the permeability of the productive layer. As a hydrocarbon solvent, kerosene, lighting kerosene, aviation fuel (TS), gas stable gasoline, etc. can be used as a hydrocarbon solvent. Zhirinox can be used as a NPAR, repox, neonol, pre vocel and others.
Технологію застосування запропонованого способу реалізують наступним чином.The technology of using the proposed method is implemented as follows.
В залежності від мінералогічного складу продуктивного пласта визначають об'єм та склад суспензії кислоти. Визначений об'єм готують шляхом послідовного розчинення у вуглеводневому розчиннику необхідної кількості неіоногенної ПАР. Після цього у загущений розчинник добавляють необхідну кількість нітрилотриметилфосфонової кислоти або суміш НТФК з БФФА. Обробку виконують шляхом послідовного нагнітання у свердловину вуглеводневого розчинника та суспензії кислоти на загущеній вуглеводневій основі.Depending on the mineralogical composition of the productive layer, the volume and composition of the acid suspension are determined. The determined volume is prepared by sequentially dissolving the required amount of nonionic surfactant in a hydrocarbon solvent. After that, the necessary amount of nitrilotrimethylphosphonic acid or a mixture of NTFC and BFFA is added to the thickened solvent. The treatment is performed by sequentially injecting a hydrocarbon solvent and acid suspension on a thickened hydrocarbon base into the well.
Останню порцію суспензії протискують у пласт нафтою або пластовою водою і витримують свердловину протягом 2-8 годин, після чого її освоюють.The last portion of the suspension is squeezed into the formation with oil or formation water and the well is kept for 2-8 hours, after which it is developed.
Приклад здійснення способу.An example of the implementation of the method.
Свердловина характеризується наступними геолого-промисловими умовами: інтервал перфорації - 4235- 4247 м, пластова температура 1102С, дебіт свердловини - 1,6 т/доб нафти та 0,4 м3/доб води. Продуктивний пласт представлений пісковиком, що містить 1,295 глинистого та 4,595 карбонатного цементу. Оскільки глинистих компонентів у породі небагато, використовуємо для обробки тільки саму нітрилотриметилфосфонову кислоту. При цьому використовуємо 6 т суспензії НТФК на вуглеводневій основі.The well is characterized by the following geological and industrial conditions: perforation interval - 4235-4247 m, reservoir temperature 1102C, well flow rate - 1.6 t/d of oil and 0.4 m3/d of water. The productive layer is represented by sandstone containing 1.295 clay and 4.595 carbonate cement. Since there are few clay components in the rock, we use only nitrilotrimethylphosphonic acid for processing. At the same time, we use 6 tons of hydrocarbon-based NTFC suspension.
Для зазначених умов оптимальним буде наступний склад суспензії: 796 НТФК, 2095 жириноксу та гас освітлювальний (решта до 10095). Буфер вуглеводневого розчинника може бути використаний в кількості 2 т.For the specified conditions, the following composition of the suspension will be optimal: 796 NTFC, 2095 Zhirinox and lighting kerosene (the rest up to 10095). Hydrocarbon solvent buffer can be used in the amount of 2 tons.
Безпосередньо перед обробкою готують необхідний об'єм суспензії шляхом розчинення у 4,38 т освітлювального гасу 1,2 т жириноксу. Після отримання однорідної суміші повільно добавляють до загущеного вуглеводневого розчинника 0,42 т НТФК. Після цього розпочинають обробку свердловини шляхом послідовного нагнітання у ліфт 2 т освітлювального гасу та 6 т суспензії НТФК на загущеному освітлювальному гасі. Останню порцію суспензії протискують у пласт нафтою. Свердловину витримують під тиском протягом 4 годин, після чого освоюють.Immediately before processing, the necessary volume of suspension is prepared by dissolving 1.2 tons of Zhirinox in 4.38 tons of illuminating kerosene. After obtaining a homogeneous mixture, slowly add 0.42 tons of NTFC to the thickened hydrocarbon solvent. After that, the treatment of the well begins by successive injection into the elevator of 2 tons of lighting kerosene and 6 tons of NTFC suspension on thickened lighting kerosene. The last portion of the suspension is squeezed into the reservoir with oil. The well is kept under pressure for 4 hours, after which it is developed.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA20021210386A UA72332C2 (en) | 2002-12-20 | 2002-12-20 | Method for acid treatment of high-temperature wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA20021210386A UA72332C2 (en) | 2002-12-20 | 2002-12-20 | Method for acid treatment of high-temperature wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA72332C2 true UA72332C2 (en) | 2005-02-15 |
Family
ID=34618061
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA20021210386A UA72332C2 (en) | 2002-12-20 | 2002-12-20 | Method for acid treatment of high-temperature wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA72332C2 (en) |
-
2002
- 2002-12-20 UA UA20021210386A patent/UA72332C2/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US2910436A (en) | Method of treating wells with acid | |
| CA2562248C (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| US20160186548A1 (en) | Enhanced Subterranean Resource Recovery | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| US4441555A (en) | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery | |
| CN105089602A (en) | Variant-hydrochloric-acid-concentration acid fracturing method for carbonate reservoir | |
| US4415032A (en) | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter | |
| EP4214293A1 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| UA72332C2 (en) | Method for acid treatment of high-temperature wells | |
| CN110791279A (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for low-permeability sandstone oil reservoir | |
| RU2314332C1 (en) | Oil formation critical area treatment reagent and a method for using the same | |
| Nasr-EI-Din et al. | The role of surfactants in enhanced oil recovery | |
| US3127934A (en) | Solvent injection petroleum recovery method | |
| US4174753A (en) | Well stimulation by two-phase flow | |
| US2672936A (en) | Fracturing rock formations | |
| Udeagbara et al. | Evaluation of The Effectiveness of Mud Acid in Well Stimulation | |
| RU2805696C1 (en) | Method for increasing hydrophilicity of carbonate reservoirs | |
| SHOLIDODOV et al. | JOURNAL OF SIBERIAN FEDERAL UNIVERSITY. CHEMISTRY | |
| CA1086637A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| Liu et al. | Study on Matrix Acidizing of Low-Permeability Hybrid Sediment Rocks Using Microemulsion Retarded Acid | |
| US3648776A (en) | Stimulating producing wells with chromic acid | |
| RU2235871C2 (en) | Acidic composition for treating face-adjacent bed section |