RU2131972C1 - Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин - Google Patents
Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2131972C1 RU2131972C1 RU98105909A RU98105909A RU2131972C1 RU 2131972 C1 RU2131972 C1 RU 2131972C1 RU 98105909 A RU98105909 A RU 98105909A RU 98105909 A RU98105909 A RU 98105909A RU 2131972 C1 RU2131972 C1 RU 2131972C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- solvent
- paraffin
- mixture
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 title abstract description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 3
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- FHYUCVWDMABHHH-UHFFFAOYSA-N toluene;1,2-xylene Chemical group CC1=CC=CC=C1.CC1=CC=CC=C1C FHYUCVWDMABHHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 4
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- -1 for example Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical class 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 102100030482 Hypoxia-inducible factor 3-alpha Human genes 0.000 description 1
- 101710083143 Hypoxia-inducible factor 3-alpha Proteins 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SQQXRXKYTKFFSM-UHFFFAOYSA-N chembl1992147 Chemical compound OC1=C(OC)C(OC)=CC=C1C1=C(C)C(C(O)=O)=NC(C=2N=C3C4=NC(C)(C)N=C4C(OC)=C(O)C3=CC=2)=C1N SQQXRXKYTKFFSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Nitrogen And Oxygen Or Sulfur-Condensed Heterocyclic Ring Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны. Кислотный поверхностно-активный состав сожержит ингибированную соляную кислоту (в пересчете на CHl) 5,0-23,0%, фтористо-водородную кислоту 2,0-10,0%, неиогенное поверхностно-активное вещество 1,0-5,0%, растворитель АСПО 5,0-25,0%, вода остальное. При этом в качестве растворителя используют фракцию ароматических углеводородов, например толуол-ксилольную фракцию, или смесь галопроизводных растворителей, например продукт АПК, выпускаемый АО "Химпром". Технический результат: улучшение растворяющих и отмывающих свойств состава в соотношении АСПО и глинистых отложений. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий поверхностно-активное вещество, например нефтяной или синтетический сульфонат 0,25 - 3,0% и соляную кислоту концентрацией 5-24% (авт.св. СССР N 1161699, кл. E 21 B 43/22, 1984).
Недостатком данного состава являются невысокие отмывающие свойства асфальтово-смолистых и парафиновых отложений в прибазойной зоне скважины и недостаточно эффективное снижение водопроницаемости высокопроницаемых пропластков неоднородных пластов.
Наиболее близким и предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны (авт. св. СССР N 1571224, кл. E 21 B 43/27, 1988).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность при обработке заглинизированной призабойной зоны высокообводненных скважин.
Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны высокообводненных скважин за счет высокой отмывающей и растворяющей способности применяемого состава.
Поставленная цель достигается тем, что в отличие от известных составов в применяемом составе, включающим смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, дополнительно, в качестве растворителя АСПО (асфальтово-смолистых и парафиновых отложений) содержится в эмульгированном виде ароматический или галопроизводный углеводород при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
Для приготовления данного кислотного поверхностно-активного состава используют соляную кислоту (ТУ 4814-82) и фтористо-водородную кислоту (ТУ-1426-84), в качестве неионогенного ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, например, марки Неонол АФ 9-12, а в качестве растворителя АСПО - фракцию ароматических углеводородов или АПК-продукт, выпускаемый АО "Химпром" (ТУ 2122-199-05-76-34-68-94), представляющий собой смесь галопроизводных соединений. Данный состав готовится следующим образом:
- в начале, в ароматическом или галопроизводном растворителе или смеси указанных растворителей растворяют расчетное количество неионогенного ПАВ, затем полученный раствор ПАВ смешивают с водой, в которую предварительно добавляется расчетные количества соляной кислоты и фтористо-водородной кислоты.
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
Для приготовления данного кислотного поверхностно-активного состава используют соляную кислоту (ТУ 4814-82) и фтористо-водородную кислоту (ТУ-1426-84), в качестве неионогенного ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, например, марки Неонол АФ 9-12, а в качестве растворителя АСПО - фракцию ароматических углеводородов или АПК-продукт, выпускаемый АО "Химпром" (ТУ 2122-199-05-76-34-68-94), представляющий собой смесь галопроизводных соединений. Данный состав готовится следующим образом:
- в начале, в ароматическом или галопроизводном растворителе или смеси указанных растворителей растворяют расчетное количество неионогенного ПАВ, затем полученный раствор ПАВ смешивают с водой, в которую предварительно добавляется расчетные количества соляной кислоты и фтористо-водородной кислоты.
В отличие от известных ПАВ-кислотных составов для обработки призобойной зоны, данный состав, представляющий собой хорошо фильтрующуются в пористую среду микроэмульсионную систему, не только хорошо очищает призабойную зону пласта от отложений солей и остатков буровых растворов, но и пептизирует и растворяет парафиновые-смолистые и асфальтеновые отложения. Кроме того, данный состав в пластовых условиях, после его нейтрализации, сохраняет высокие нефтевытесняющие свойства.
Для сравнительной оценки эффективности действия составов готовят составы согласно изобретения и прототипа (АС N 1571224).
Предлагаемый состав готовят вышеописанным способом, а состав прототипа готовят последовательным растворением неонола и сульфонола в разбавленной соляной кислоте в количествах, предусмотренных формулой изобретения.
Часть приготовленных кислотных поверхностно-активных составов анализировалась на их растворяющую способность в отношении искусственно приготовленной смеси, состоящей из карбоната кальция (50 мас.%), глины (20 мас.%) и АСПО (30 мас.%).
Растворяющая способность (Pc) составов оценивалась по интенсивности протекания химической реакции, их взаимодействия с карбонатом кальция и уменьшению веса остатка растворяемой смеси после окончания химической реакции по формуле (1):
Pc = [(Go = Gk) • 100]/Go, %,
где Go - навеска обрабатываемой смеси, г;
Gk - нерастворимый остаток, после обработки смеси, г.
Pc = [(Go = Gk) • 100]/Go, %,
где Go - навеска обрабатываемой смеси, г;
Gk - нерастворимый остаток, после обработки смеси, г.
Нефтевытесняющая способность сопоставялемых ПАВ-кислотных составов, анализировалась после их нейтрализации карбонатом кальция на насыпной модели пласта, длинной 50 см и диаметром 1,1 см, представленной кварцевым песком, имеющим пористость 36% и проницаемость по воде 3,8 мкм2. Данную модель пласта в начале насыщали пластовой водой с общим солесодержанием 12,7%. После чего, воду вытесняли нефтью вязкостью 9,2 сст при 20oC. Затем нефть вытесняли той же пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости из керна. При этом конечное нефтевытеснение достигало 65 - 70%.
Подготовленные таким образом керны, исследовались на эффективность доотмыва остаточной нефти сравниваемыми нейтральными составами при закачке их оторочки в количестве одного порового объема и затем вытеснения указанной оторочки пластовой водой до прекращения выноса нефти из керна. Опыты проводят при комнатной (20 = 5oC) температуре.
Нефтевытесняющую способность сопоставляемых составов оценивали по количеству нефти, дополнительно извлеченной из керна, выраженной в виде коэффициента вытеснения -Nk в объемных процентах от остаточной нефти после его заводнения.
Результаты испытаний разработанного состава и известного состава, взятого за прототип, представлены в таблице (см. таблицу в конце описания).
Из представленных в таблице данных следует, что предлагаемый состав, в отличие от прототипа, обладает более высокой растворяющей способностью не только в отношении отложения солей карбоната кальция, но при равных значениях содержания неионогенного ПАВ (сопоставление составов 2 и 5), обладает в 1,5 раз лучшей растворяющей способностью в отношении АСПО, при этом более чем в раза улучшаются нефтеотмывающие свойства у состава 2 по сравнению с составом 5.
При более высоком содержании HCl (23 мас.%) предлагаемый состав (состав 3) в отношении прототипа (состав 6) обладает четко выраженными растворяющими свойствами в отношении глинистых частиц (за счет присутствия в составе HF) и 100% нефтеотмывающими свойствами (за счет повышенного содержания в составе НПАВ (5 мас.%) и эффективного растворителя АПК (25 мас.%).
Сравниваемый прототип (состав 6), даже при суммарном содержании ИПАВ и НПАВ в количестве 5,3 мас.% и HCl в количестве 23 мас.%, обеспечивает растворение искусственно приготовленной смеси лишь на 65 мас.%. Это указывает на то, что растворяющую способность данного состава в отношении АСПО и глинистых составляющих (при допущении 100% растворения карбоната кальция) не превышает 15% их массового содержания.
Claims (1)
1. Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, включающий смесь ингибированной соляной и фтористо-водородной кислот, неионогенного поверхностно-активного вещества и воды, отличающийся тем, что состав дополнительно в эмульгированном виде содержит эффективный растворитель АСПО (асфальтово-смолистых и парафиновых отложений) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворителя АСПО применяют фракцию ароматических углеводородов (например толуол-ксилольную фракцию) или смесь галопроизводных растворителей (например продукт АПК, выпускаемый АО "Химпром" по ТУ 2122-199-05-76-34-68-94).
Ингибированная соляная кислота (в пересчете на HCl) - 5,0 - 23,0
Фтористо-водородная кислота - 2,0 - 10,0
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0 - 5,0
Растворитель АСПО - 5,0 - 25,0
Вода - Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворителя АСПО применяют фракцию ароматических углеводородов (например толуол-ксилольную фракцию) или смесь галопроизводных растворителей (например продукт АПК, выпускаемый АО "Химпром" по ТУ 2122-199-05-76-34-68-94).
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105909A RU2131972C1 (ru) | 1998-03-25 | 1998-03-25 | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин |
| CA002286140A CA2286140A1 (en) | 1998-03-25 | 1998-12-21 | Acid surfactant composition |
| PCT/RU1998/000424 WO1999049182A1 (fr) | 1998-03-25 | 1998-12-21 | Composition tensioactive acide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105909A RU2131972C1 (ru) | 1998-03-25 | 1998-03-25 | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2131972C1 true RU2131972C1 (ru) | 1999-06-20 |
Family
ID=20204117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98105909A RU2131972C1 (ru) | 1998-03-25 | 1998-03-25 | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2286140A1 (ru) |
| RU (1) | RU2131972C1 (ru) |
| WO (1) | WO1999049182A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (ru) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| RU2494136C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов |
| RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2643050C2 (ru) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
| US9096755B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-08-04 | Lubrizol Advanced Materials, Inc. | Surfactant responsive micro-gels |
| US20130292121A1 (en) | 2012-04-15 | 2013-11-07 | Cesi Chemical, Inc. | Surfactant formulations for foam flooding |
| US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
| US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
| US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
| US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
| US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
| US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
| US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
| US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
| CA2891278C (en) | 2014-05-14 | 2018-11-06 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for use in oil and / or gas wells |
| US9957779B2 (en) | 2014-07-28 | 2018-05-01 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
| US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
| WO2019108971A1 (en) | 2017-12-01 | 2019-06-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
| US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
| US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4163727A (en) * | 1977-12-05 | 1979-08-07 | Basf Wyandotte Corporation | Acidizing-gel composition |
| NO173146C (no) * | 1984-11-07 | 1993-11-10 | Berol Kemi Ab | Fremgangsmaate ved syrebehandling av en underjordisk formasjon |
| SU1571224A1 (ru) * | 1988-07-19 | 1990-06-15 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Состав дл обработки призабойной зоны пласта |
| SU1740644A1 (ru) * | 1989-11-22 | 1992-06-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Состав дл очистки призабойной зоны скважины |
| RU2047756C1 (ru) * | 1992-10-13 | 1995-11-10 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2065950C1 (ru) * | 1993-10-27 | 1996-08-27 | Николай Александрович Петров | Способ кислотной обработки продуктивного пласта |
-
1998
- 1998-03-25 RU RU98105909A patent/RU2131972C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-12-21 WO PCT/RU1998/000424 patent/WO1999049182A1/ru unknown
- 1998-12-21 CA CA002286140A patent/CA2286140A1/en not_active Abandoned
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA008567B1 (ru) * | 2005-05-16 | 2007-06-29 | Елена Александровна Румянцева | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны |
| RU2494136C1 (ru) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов |
| RU2523276C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2643050C2 (ru) * | 2015-11-09 | 2018-01-30 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нефтяных и газовых скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO1999049182A1 (fr) | 1999-09-30 |
| CA2286140A1 (en) | 1999-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2131972C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин | |
| EP1438481B8 (en) | Treating composition | |
| CA3042502C (en) | Surfactant flowback aids for use in subterranean formation operations | |
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| RU2598959C2 (ru) | Загущенные вязкоупругие текучие среды и их применения | |
| US7455111B2 (en) | Compositions for treating a well penetrating a subterranean formation and uses thereof | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| BR112014020264B1 (pt) | Composição auxiliar de refluxo de microemulsão, método para aumentar a ecuperação de óleo ou gás durante processos de fraturamento ou estimulação e processo para aumentar refluxo a partir de uma formação de reservatório subterrânea | |
| EA006813B1 (ru) | Композиции и способы обработки подземных пород | |
| US20120220501A1 (en) | Non-aqueous, acid soluble, high-density completion fluids and process | |
| US11643589B2 (en) | Methods and compositions for hydrocarbon recovery | |
| RU2307860C2 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
| RU2242603C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта | |
| RU2181832C2 (ru) | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин | |
| RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
| CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 | |
| US20150011441A1 (en) | Mutual Solvent for Downhole Use | |
| RU2065946C1 (ru) | Композиция для повышения нефтеотдачи пласта | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин | |
| RU2824107C1 (ru) | Кислотный состав для обработки прискважинной зоны карбонатного пласта | |
| RU2829685C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора и способ обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| RU2165013C1 (ru) | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи | |
| SU1763642A1 (ru) | Способ комбинированной кислотной обработки пласта | |
| UA52522A (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090326 |