RU2559267C1 - Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs - Google Patents
Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559267C1 RU2559267C1 RU2014125461/03A RU2014125461A RU2559267C1 RU 2559267 C1 RU2559267 C1 RU 2559267C1 RU 2014125461/03 A RU2014125461/03 A RU 2014125461/03A RU 2014125461 A RU2014125461 A RU 2014125461A RU 2559267 C1 RU2559267 C1 RU 2559267C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- treatment
- bottomhole zone
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 8
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 claims description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 6
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 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 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N hydrofluoric acid Substances F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxyphenylpyruvic acid Chemical compound OC(=O)C(=O)CC1=CC=C(O)C=C1 KKADPXVIOXHVKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 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 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- -1 alkalis Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности терригенных коллекторов, и может быть использовано с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта и повышения производительности эксплуатационных скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to compositions for treating the bottom-hole formation zone (PZP), in particular terrigenous reservoirs, and can be used to restore the permeability of the bottom-hole zone of the formation and increase the productivity of production wells in gas fields and underground gas storages (UGS).
Известен состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (патент РФ №2388786, C09K 8/78, опубл. 10.05.2010), содержащий, мас.%:A known composition for the acid treatment of the bottomhole zone of a low permeable terrigenous formation (RF patent No. 2388786, C09K 8/78, publ. 05/10/2010), containing, wt.%:
Недостатком указанного состава является то, что при обработке ПЗП терригенного коллектора, содержащего карбонатные вещества, при использовании соляной и плавиковых кислот в результате реакции с кварцем, глиной и карбонатной породой образуются плохо растворимые и нерастворимые осадки геля кремниевой кислоты, фторидов и фторсиликатов, которые приводят к значительному снижению проницаемости коллектора.The disadvantage of this composition is that when processing the PPP of a terrigenous reservoir containing carbonate substances, when using hydrochloric and hydrofluoric acids as a result of reaction with quartz, clay and carbonate rock, poorly soluble and insoluble precipitates of silicic acid gel, fluorides and fluorosilicates are formed, which lead to a significant reduction in permeability of the reservoir.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому составу (прототипом) является состав для обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2047757, E21B 43/27, опубл. 10.11.1995), содержащий нитрилотриметилфосфоновую кислоту, дихлорид-бис-(N,N-диметил-N-карбодецоксиметил-N-этиленаммония) сульфид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:The closest analogue to the proposed structure (prototype) is a composition for processing the bottomhole formation zone (RF patent No. 2047757, E21B 43/27, publ. 10.11.1995) containing nitrilotrimethylphosphonic acid, dichloride bis- (N, N-dimethyl-N β-carbodeoxymethyl-N-ethyleneammonium) sulfide and water in the following ratio, wt.%:
Недостатком данного состава является невысокая эффективность обработки терригенного коллектора, обусловленная малой концентрацией кислотного состава и, как следствие, слабым физико-химическим воздействием известного состава на глинистые породы терригенных коллекторов.The disadvantage of this composition is the low efficiency of processing the terrigenous reservoir, due to the low concentration of the acid composition and, as a consequence, the weak physicochemical effect of the known composition on clay rocks of terrigenous reservoirs.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка состава, позволяющего восстановить проницаемость коллектора до значения, близкого к первоначальному, за счет удаления глинистых кольматирующих образований.The problem to which the invention is directed, is to develop a composition that allows to restore the permeability of the reservoir to a value close to the original, due to the removal of clay mudding formations.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности очистки ПЗП терригенных коллекторов путем улучшения проницаемости ПЗП за счет разрушения коагуляционных структурных связей между глинистыми образованиями.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to increase the efficiency of cleaning PZP of terrigenous reservoirs by improving the permeability of PZP due to the destruction of coagulation structural bonds between clay formations.
Данный технический результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий фосфоновую кислоту, поверхностно-активное вещество и воду, для обработки терригенных коллекторов в качестве фосфоновой кислоты содержит оксиэтилидендифосфоновую кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества - альфа олефинсульфонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:This technical result is achieved due to the fact that the composition for treating the bottom of the formation containing phosphonic acid, a surfactant and water, for treating terrigenous reservoirs as phosphonic acid contains hydroxyethylidene diphosphonic acid, and sodium alpha olefin sulfonate as a surfactant in the following ratio of components, wt.%:
На производительность скважины большое влияние оказывает состав бурового раствора, используемого при вскрытии продуктивного горизонта. В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, проницаемость призабойной зоны снижается за счет образования фильтрационной корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости продуктивного пласта на практике применяют кислотные составы, обладающие различными физико-химическими свойствами.The composition of the drilling fluid used during the opening of the productive horizon greatly affects well productivity. During the drilling process, the pore space of the near-borehole part of the formation is clogged by the solid phase of the drilling fluid, the permeability of the bottomhole zone is reduced due to the formation of a filter cake, penetration of the mud filtrate, as well as dispersion and swelling of the rock skeleton components. To restore the permeability of the reservoir, in practice, acid compositions are used that have various physicochemical properties.
Для приготовления предлагаемого состава для обработки ПЗП используют следующие компоненты: воду, оксиэтилидендифосфоновую кислоту и альфа олефинсульфонат натрия. В лабораторных условиях кислотный состав готовят следующим образом: в эксикатор наливают расчетное количество воды, добавляют в нее взвешенное на аналитических весах расчетное количество оксиэтилидендифосфоновой кислоты, перемешивают с помощью лабораторной мешалки до полного растворения, после чего постепенно добавляют расчетное количество альфа олефинсульфонат натрия и перемешивают смесь в течение 5 минут.The following components are used to prepare the proposed composition for treating PPP: water, hydroxyethylidene diphosphonic acid and sodium alpha olefin sulfonate. Under laboratory conditions, the acid composition is prepared as follows: the calculated amount of water is poured into the desiccator, the calculated amount of hydroxyethylidene diphosphonic acid, weighed on an analytical balance, is added to it, stirred with a laboratory stirrer until completely dissolved, after which the calculated amount of sodium alpha olefin sulfonate is gradually added and the mixture is mixed in within 5 minutes.
Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) - порошок белого цвета с сероватым или бежевым оттенком, относится к классу фосфоновых кислот, обладающих высокой комплексообразующей способностью и стойкостью к гидролизу. ОЭДФК хорошо растворяется в воде, кислотах, щелочах, метаноле и этаноле. Выпускается промышленностью по ТУ-2439-363-05763441-2002.Oxyethylidene diphosphonic acid (OEDPK) - a white powder with a grayish or beige tint, belongs to the class of phosphonic acids with a high complexing ability and resistance to hydrolysis. OEDFK is well dissolved in water, acids, alkalis, methanol and ethanol. It is produced by industry according to TU-2439-363-05763441-2002.
Альфа олефинсульфонат натрия (АОС) получают сульфированием альфаолефинов фракции C12-C14, C14 с последующей нейтрализацией, Анионное ПАВ представляет собой прозрачную до желтоватого цвета жидкость с содержанием активного вещества не менее 35%. Страна-производитель - Китай.Sodium alpha olefin sulfonate (AOC) is obtained by sulfonation of C 12 -C 14 , C 14 alpha olefins, followed by neutralization, Anionic surfactant is a liquid, transparent to yellowish, with an active substance content of at least 35%. Country of origin - China.
Исследование влияния известного и предлагаемого составов на восстановление проницаемости заглинизированных образцов проводили на лабораторной установке, описанной в патенте РФ №96962, G01N 1/004, опубл. 20.08.2010.The study of the influence of the known and proposed compositions on the restoration of the permeability of clay samples was carried out on a laboratory setup described in RF patent No. 96962, G01N 1/004, publ. 08/20/2010.
Последовательность проведения эксперимента заключается в следующем. После формирования рабочего образца (внутреннюю часть сетчатого цилиндра заполнили навеской кварцевого песка диаметром 0,5-0,6 мм, периферийную часть - 0,1-0,2 мм и уплотнили засыпку нажимными гайками) сверху профильтровывали через него воду, замеряли расход и определяли начальный коэффициент проницаемости образца при заданном перепаде давления, который рассчитывали по формулеThe sequence of the experiment is as follows. After the working sample was formed (the inner part of the mesh cylinder was filled with a sample of quartz sand with a diameter of 0.5-0.6 mm, the peripheral part was 0.1-0.2 mm and the filling was sealed with compression nuts), water was filtered through it from above, the flow rate was measured and determined the initial coefficient of permeability of the sample at a given pressure drop, which was calculated by the formula
где µ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па·с;where µ is the dynamic viscosity coefficient of the pumped medium, Pa · s;
l, d - длина и диаметр рабочего образца, м;l, d - length and diameter of the working sample, m;
P - давление на входе, Па;P is the inlet pressure, Pa;
Рат - атмосферное давление, Па;P at - atmospheric pressure, Pa;
Q - расход жидкости, м3/с.Q - flow rate, m 3 / s.
При том же перепаде давления через образец профильтровывали глинистый раствор плотностью 1070 кг/м3, определяли расход (Q) и рассчитывали коэффициент проницаемости (k) образца после глинизации по формуле (1). Далее продавливали исследуемый кислотный состав в образец и оставляли жидкость в покое на реагирование в течение 6 ч. После окончания реагирования прокачивали воду в обратном направлении и определяли коэффициент проницаемости образца после воздействия на него кислотным составом при заданном перепаде давления. Разброс данных, полученных при повторных опытах, не превышал 10%.At the same pressure drop, a clay solution with a density of 1070 kg / m 3 was filtered through the sample, the flow rate (Q) was determined, and the permeability coefficient (k) of the sample after claying was calculated by formula (1). Then, the test acid composition was pressed into the sample and the liquid was left at rest for 6 hours. After the reaction was completed, water was pumped in the opposite direction and the permeability coefficient of the sample after exposure to the acid composition at a given pressure drop was determined. The scatter of data obtained from repeated experiments did not exceed 10%.
Сущность изобретения поясняется таблицей, в которой приведены полученные экспериментальным путем значения коэффициентов проницаемости после обработки заглинизированных образцов известным и предлагаемым составами.The invention is illustrated in the table, which shows the experimentally obtained values of the permeability coefficients after processing zaklinirovannyh samples known and proposed compositions.
Из результатов, приведенных в таблице, следует, что содержание ОЭДФК в количестве от 12÷15 мас.%, а АОС - 3÷5 мас.% (пп. 3, 5, 6 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата.From the results given in the table, it follows that the content of OEDFK in an amount of from 12 ÷ 15 wt.%, And AOS - 3 ÷ 5 wt.% (Paragraphs 3, 5, 6 of the table) is optimal for achieving a technical result.
Как видно из таблицы, применение предлагаемого состава для обработки ПЗП терригенных коллекторов позволит повысить эффективность обработки и увеличить производительность скважин в 2-2,5 раза по сравнению с известным составом.As can be seen from the table, the use of the proposed composition for the processing of the bottom-hole zone of terrigenous reservoirs will increase the efficiency of processing and increase the productivity of wells by 2-2.5 times in comparison with the known composition.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014125461/03A RU2559267C1 (en) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014125461/03A RU2559267C1 (en) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2559267C1 true RU2559267C1 (en) | 2015-08-10 |
Family
ID=53796293
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014125461/03A RU2559267C1 (en) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2559267C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617135C1 (en) * | 2015-12-22 | 2017-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of cleaning bottomhole zone from clay formations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047757C1 (en) * | 1993-01-11 | 1995-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Composition for treatment of well bottom hole area of formation |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2388786C2 (en) * | 2008-04-29 | 2010-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Инновационная производственная фирма "Нефтехимтехнологии" (ООО ИПФ "Нефтехимтехнологии") | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed |
| EA201270150A1 (en) * | 2009-07-09 | 2012-07-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | METHOD AND COMPOSITION FOR INCREASING THE PRODUCTION OF HYDROCARBONS FROM A PLASTE CONTAINING OIL OIL WITH SPECIAL SOLUBILITY GROUPS AND FAMILIES OF CHEMICAL COMPOUNDS |
| US8372788B2 (en) * | 2010-01-28 | 2013-02-12 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications |
| EA018168B1 (en) * | 2006-07-24 | 2013-06-28 | Басф Се | Composition for producing foams from liquids, process for extracting mineral oil and/or natural gas, process for tertiary mineral oil production process and process for drilling technique that employs foamed drilling fluid |
-
2014
- 2014-06-24 RU RU2014125461/03A patent/RU2559267C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2047757C1 (en) * | 1993-01-11 | 1995-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Composition for treatment of well bottom hole area of formation |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| EA018168B1 (en) * | 2006-07-24 | 2013-06-28 | Басф Се | Composition for producing foams from liquids, process for extracting mineral oil and/or natural gas, process for tertiary mineral oil production process and process for drilling technique that employs foamed drilling fluid |
| RU2388786C2 (en) * | 2008-04-29 | 2010-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью Инновационная производственная фирма "Нефтехимтехнологии" (ООО ИПФ "Нефтехимтехнологии") | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed |
| EA201270150A1 (en) * | 2009-07-09 | 2012-07-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | METHOD AND COMPOSITION FOR INCREASING THE PRODUCTION OF HYDROCARBONS FROM A PLASTE CONTAINING OIL OIL WITH SPECIAL SOLUBILITY GROUPS AND FAMILIES OF CHEMICAL COMPOUNDS |
| US8372788B2 (en) * | 2010-01-28 | 2013-02-12 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Styrylphenol alkoxylate sulfate as a new surfactant composition for enhanced oil recovery applications |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617135C1 (en) * | 2015-12-22 | 2017-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of cleaning bottomhole zone from clay formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2467164C2 (en) | Method of bottom hole formation zone processing | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2559267C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoirs | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| RU2416025C1 (en) | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks | |
| RU2652047C1 (en) | Dry-acid composition for bottomhole well zone treatment and scale removal | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2614994C1 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone | |
| RU2388786C2 (en) | Composition for acid treatment of bottom-hole zone of low-permeable terrigenous bed | |
| RU2319726C1 (en) | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone | |
| CN110511735B (en) | High-viscosity strong-corrosion acid liquor system for tight oil reservoir | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| RU2724828C1 (en) | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
| RU2424271C1 (en) | Fluid for hydraulic break of formation | |
| RU2132458C1 (en) | Liquid for hydraulic breakage of bed | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2116433C1 (en) | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells | |
| RU2534374C1 (en) | Method of hydraulic fracturing and supporting of layers | |
| RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191024 |