RU2643050C2 - Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells - Google Patents
Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2643050C2 RU2643050C2 RU2015148148A RU2015148148A RU2643050C2 RU 2643050 C2 RU2643050 C2 RU 2643050C2 RU 2015148148 A RU2015148148 A RU 2015148148A RU 2015148148 A RU2015148148 A RU 2015148148A RU 2643050 C2 RU2643050 C2 RU 2643050C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- oil
- water
- composition
- solvent
- Prior art date
Links
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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General 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)
- Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
- Devices For Use In Laboratory Experiments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа. Кислотный состав по способу может использоваться для большеобъемных кислотных обработок. Техническим результатом является расширение области применения состава и повышение эффективности воздействия.The invention relates to the oil industry and can be used for acid treatment of the bottomhole formation zone, represented by heterogeneous permeability carbonate or terrigenous reservoirs of oil or gas. The acid composition of the method can be used for bulk acid treatments. The technical result is to expand the scope of the composition and increase the effectiveness of the impact.
Кислотные обработки являются наиболее доступным в техническом исполнении, эффективным и недорогим методом воздействия на пласт для интенсификации добычи нефти. На сегодняшний день предложены различные кислотные составы и способы проведения кислотных обработок.Acid treatments are the most affordable in technical performance, an effective and inexpensive method of stimulating the reservoir to enhance oil production. To date, various acid compositions and methods for carrying out acid treatments have been proposed.
Известен кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин, содержащий ингибированную соляную кислоту 5,0-23,0%, фтористо-водородную кислоту 2,0-10,0%, неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-5,0%, растворитель АСПО 5,0-25,0%, вода остальное (RU 2131972, 20.06.1999).Known acidic surface-active composition for processing the bottom-hole zone of wells, containing inhibited hydrochloric acid 5.0-23.0%, hydrofluoric acid 2.0-10.0%, nonionic surfactant 1.0-5.0 %, ASPO solvent 5.0-25.0%, rest water (RU 2131972, 20.06.1999).
Известен кислотный состав, содержащий соляную кислоту, бифторид аммония или плавиковую кислоту, алифатический спирт и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза [RU 2013528, 30.05.1994).Known acid composition containing hydrochloric acid, ammonium bifluoride or hydrofluoric acid, aliphatic alcohol and bottoms production of butyl alcohols by the method of oxosynthesis [RU 2013528, 05/30/1994).
Недостатком составов является то, что по мере нейтрализации кислот и повышения рН раствора в пласте возникает опасность образования гелеобразных осадков гидроокиси железа и выпадения «вторичных» осадков, что приводит к снижению эффекта от кислотной обработки. Кроме того, состав малоэффективен для пластов с повышенной обводненностью добываемой продукции.The disadvantage of the compositions is that as acids are neutralized and the pH of the solution increases in the formation, there is a risk of the formation of gel-like precipitates of iron hydroxide and the formation of “secondary” precipitates, which leads to a decrease in the effect of acid treatment. In addition, the composition is ineffective for formations with increased water cut of the produced products.
Известен состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта, содержащий, масс. %: 7-8 раствора уксусной кислоты 20%-ной концентрации, 65-70 легкую пиролизную смолу и 22-28 раствора соляной кислоты 98%-ной концентрации (RU 2269563, 10.02.2006 г. ).A known composition for processing the bottom-hole zone of wells of a carbonate formation, containing, mass. %: 7-8 acetic acid solution of 20% concentration, 65-70 light pyrolysis resin and 22-28 hydrochloric acid solution of 98% concentration (RU 2269563, 02/10/2006).
Известен кислотный состав для кислотной обработки добывающих и нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах содержит, % масс: соляную кислоту 24%-ную или 36%-ную 25,0-50,0, алкилбензолсульфокислоту, содержащую в алкильной группе 12-14 атомов углерода, 0,1-2,0, лимонную кислоту 0,5-3,0, уксусную кислоту 3,0-12,0, метиловый спирт 3,0-10,0, препарат ОС-20 0,5-2,5, ингибитор коррозии тина «ИКУ-118» 1,0-5,0, фтористоводородную кислоту 40%-ную 0,0-7,5, стабилизатор железа типа «Ферикс» 0,0-5,0, воду остальное (RU 2543224, 27.03.2013 г. ).Known acid composition for acid treatment of producing and injection wells in carbonate and terrigenous reservoirs contains,% wt: hydrochloric acid 24% or 36% 25.0-50.0, alkylbenzenesulfonic acid containing 12-14 carbon atoms in the alkyl group , 0.1-2.0, citric acid 0.5-3.0, acetic acid 3.0-12.0, methyl alcohol 3.0-10.0, preparation OS-20 0.5-2.5 , tin corrosion inhibitor "IKU-118" 1.0-5.0, hydrofluoric acid 40% 0.0-7.5, iron stabilizer of the type "Feriks" 0.0-5.0, the rest of the water (RU 2543224 March 27, 2013).
Недостатком составов является опасность образования железистых осадков при температурах выше 60°С и снижение эффективности кислотной обработки в целом.The disadvantage of the compositions is the danger of the formation of glandular precipitation at temperatures above 60 ° C and a decrease in the efficiency of acid treatment in general.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны, включающий смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, растворитель АСПО, воду, взаимный растворитель и оксиэтилендифосфоновую кислоту ОЭДФ и/или уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. %: НС1 3-23, HF 0,5-5, НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, ОЭДФ и/или уксусная кислота 0,05 6, взаимный растворитель 10 - 30, вода остальное. Состав в качестве взаимного растворителя содержит низшие спирты: изопропиловый спирт, или метанол, или этанол, или ацетон, или спиртовосодержащие отходы производств (RU 2249101,27.03.2005).The closest in technical essence and the achieved result is an acid surfactant for treating the bottom-hole zone, including a mixture of inhibited hydrochloric HCl and hydrofluoric acids HF, nonionic surfactant nonionic surfactants, ASPO solvent, water, a mutual solvent and oxyethylene diphosphonic acid HEDP and / or acetic acid in the following ratio, wt. %: HC1 3-23, HF 0.5-5, nonionic surfactants 0.1-1, AFS solvent 0.3-3, HEDP and / or acetic acid 0.05 6, mutual solvent 10-30, the rest is water. The composition as a mutual solvent contains lower alcohols: isopropyl alcohol, or methanol, or ethanol, or acetone, or alcohol-containing industrial wastes (RU 2249101,27.03.2005).
Состав обладает высокой проникающей способностью. Неионогенный ПАВ в заданных концентрациях выполняет роль деэмульгатора, что исключает опасность эмульгирования состава с нефтью и способствует удалению из пласта отработанной кислоты. Введение комплексонов ОЭДФ и/или уксусной кислоты обеспечивает стабильность состава к выпадению железистых осадков в широком температурном диапазоне. Но область применения состава ограничена. Состав предназначен для восстановления продуктивности скважин при неглубоком (менее 0,5 метра) радиусе призабойной зоны пласта, а отработанная кислота провоцирует создание области остаточной водонасыщенности. В настоящее время многие месторождения вступили на позднюю стадию разработки, когда такой метод воздействия малоэффективен и требуется применение кислот пролонгированного действия с гидрофобными добавками, стимулирующими повышение продуктивности скважины по окончании кислотного воздействия.The composition has a high penetrating ability. Non-ionic surfactants in given concentrations play the role of a demulsifier, which eliminates the danger of emulsification of the composition with oil and helps to remove spent acid from the formation. The introduction of OEDP and / or acetic acid complexones ensures the stability of the composition to the precipitation of glandular precipitates over a wide temperature range. But the scope of the composition is limited. The composition is intended to restore the productivity of wells with a shallow (less than 0.5 meter) radius of the bottomhole formation zone, and spent acid provokes the creation of a region of residual water saturation. Currently, many fields have entered the late stage of development, when such an impact method is ineffective and requires the use of long-acting acids with hydrophobic additives that stimulate an increase in well productivity upon completion of acid exposure.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки скважин за счет расширения области действия.The aim of the present invention is to increase the efficiency of acid treatment of wells by expanding the scope.
Технический результат достигается тем, что в отличие от известных составов, в заявляемом составе, включающем смесь ингибированной соляной НС1 и фтористоводородной кислот HF, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ, растворителя АСПО, взаимного растворителя и комплексонов, дополнительно введены водорастворимый гидрофобизатор и хлористый аммоний, а в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН-4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved by the fact that, in contrast to the known compositions, in the inventive composition, including a mixture of inhibited hydrochloric HCl and hydrofluoric acids HF, nonionic surfactant nonionic surfactants, AFA solvent, mutual solvent and complexones, water-soluble hydrophobizing agent and ammonium chloride are additionally introduced, and RUN-4 petroleum reagent is used as a mixture of complexones, an AFS solvent and a mutual solvent in the following ratio of components, wt.%:
При кислотных обработках нефтяных скважин для увеличения их дебитов наиболее эффективны ПАВ, которые хорошо понижают поверхностное натяжение и обладают гидрофобизующим действием в отношении поверхности породы. Неионогенные ПАВ, в отличие от катионных, малоэффективны по удалению остаточной водонасыщенности и восстановлению фазовой проницаемости по нефти. Введение в кислотный состав водорастворимого гидрофобизатора минимизирует отрицательное действие остаточной насыщенности порового пространства отработанной кислотой, благоприятствует более полному смачиванию поверхности пор нефтью при вызове притока.In acid treatments of oil wells, surfactants are most effective for increasing their production rates, which reduce surface tension well and have a hydrophobic effect in relation to the rock surface. Nonionic surfactants, unlike cationic ones, are ineffective in removing residual water saturation and restoring phase permeability to oil. The introduction of a water-soluble hydrophobizing agent into the acid composition minimizes the negative effect of the residual saturation of the pore space with the spent acid, favors a more complete wetting of the pore surface with oil when the inflow is caused.
Введение в кислотный состав соли соляной кислоты - аммония хлористого, обеспечивает дополнительное, пролонгированное действие кислотного состава.Introduction to the acid composition of the salt of hydrochloric acid - ammonium chloride, provides an additional, prolonged action of the acid composition.
Растворение кальцитовой породы хлоридом аммония происходит крайне медленно, по мере расходования соляной кислоты и продвижения ее вглубь пласта. Дополнительный положительный эффект - это то, что хлорид аммония в заданных концентрациях выполняет роль буфера, постоянно поддерживающего значение рН среды в области, исключающей образование гелеобразных продуктов реакции, что повышает общий эффект кислотного воздействия.The dissolution of calcite rock with ammonium chloride occurs extremely slowly, as hydrochloric acid is consumed and moved deeper into the reservoir. An additional positive effect is that ammonium chloride in specified concentrations acts as a buffer that constantly maintains the pH of the medium in the region that excludes the formation of gel-like reaction products, which increases the overall effect of acid exposure.
Для приготовления данного кислотного состава используют: ингибированную соляную кислоту (ТУ 2458-264-05765670-99), фтористоводородную кислоту (ТУ 1426-84), в качестве НПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол, марки неонол Аф9-12 (ТУ 38-507-63-171-91) или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля марки ОП-10 (ГОСТ 8433-91), в качестве водорастворимого гидрофобизатора - концентрат ГФ-1 (ТУ 2482-054-53501222-2006, ЗАО «Полиэкс», г. Пермь) или ИВВ-1 (ТУ 2482-013-13164401-94, ЗАО «НПФ Бурсинтез-М», г. Москва), аммоний хлористый (ГОСТ 3773-72), в качестве смеси комплексонов, растворителя АСПО и взаимного растворителя используют нефтяной реагент РУН марки РУН-4 (ТУ 2458-002-72799552-2014, ООО «Бизнес-Групп», г. Москва).For the preparation of the acid composition used: inhibited hydrochloric acid (TU 2458-264-05765670-99), hydrofluoric acid (TU 1426-84) is used as a nonionic surfactant ethoxylated alkylphenol neonol Af mark 9 -12 (N 38-507-63 -171-91) or monoalkylphenyl ether of polyethylene glycol grade OP-10 (GOST 8433-91), as a water-soluble hydrophobizing agent - concentrate GF-1 (TU 2482-054-53501222-2006, CJSC Polyex, Perm) or IVV -1 (TU 2482-013-13164401-94, ZAO NPF Bursintez-M, Moscow), ammonium chloride (GOST 3773-72), as a mixture of complexones, asphaltene-paraffin solvent and imnogo solvent used oil reagent grade RUNES RUNES-4 (TU 2458-002-72799552-2014, Ltd. "Business Group", Moscow).
Нефтяной реагент РУН марки РУН-4 представляет собой композицию, содержащую ацетон, изопропанол, толуол и смесь фосфоновых комплексонов и применяется в качестве модифицирующей добавки в кислотные составы при обработке призабойной зоны пласта.RUN-4 grade RUN petroleum reagent is a composition containing acetone, isopropanol, toluene and a mixture of phosphonic complexones and is used as a modifying additive in acidic compositions when treating the bottom-hole formation zone.
Для подтверждения эффективности предлагаемого состава в лабораторных условиях были проведены эксперименты по определению скорости его нейтрализации и фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия.To confirm the effectiveness of the proposed composition in laboratory conditions, experiments were carried out to determine the rate of its neutralization and the reservoir properties of the rock during acid exposure.
Для сравнительной оценки готовили составы согласно заявляемому изобретению и прототипу (RU 2249101, 27.03.2005).For comparative evaluation, the compositions were prepared according to the claimed invention and prototype (RU 2249101, 03/27/2005).
Определение скорости растворения карбонатной породы (мрамора) проводили в соответствии с РД 39-1-442-80. Метод основан на определении массы растворенной породы во времени. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.The determination of the dissolution rate of carbonate rock (marble) was carried out in accordance with RD 39-1-442-80. The method is based on the determination of the mass of dissolved rock over time. The experimental results are presented in table 1.
Определение фактора интенсификации проводили по изменению фильтрационно-емкостных свойств породы в ходе кислотного воздействия Эксперименты проводили на фильтрационных установках с использованием насыпных линейных моделей кернов.The determination of the intensification factor was carried out by changing the reservoir properties of the rock during acid exposure. The experiments were carried out on filtration plants using bulk linear core models.
Насыпные модели представляют собой металлические трубки длиной 10 см и диаметром 3,5 см. При моделировании добывающей скважины керн заполняли смесью кварцевого песка фракции <200 мкм, бентонитовой глины и карбоната в соотношении 40:45:15.Bulk models are metal tubes 10 cm long and 3.5 cm in diameter. When modeling a production well, the cores were filled with a mixture of quartz sand fractions <200 μm, bentonite clay and carbonate in a ratio of 40:45:15.
Подготовленный керн насыщали под вакуумом дизельным топливом с замером начальной проницаемости, затем в прямом направлении прокачивали воду с минерализацией 15 г/л. При установившемся режиме течения определяли проницаемость керна после набухания глины. Проницаемость определяли по формуле (1):The prepared core was saturated under vacuum with diesel fuel to measure the initial permeability, then water with a salinity of 15 g / L was pumped in the forward direction. Under steady flow conditions, core permeability was determined after clay swelling. Permeability was determined by the formula (1):
гдеWhere
k - проницаемость, мкм2;k is the permeability, μm 2 ;
μ - вязкость керосина, сПз;μ is the viscosity of kerosene, cPz;
L - длина керна, см;L is the core length, cm;
Q - заданный расход, см3/сек;Q is the given flow rate, cm 3 / s;
S - площадь керна, см2;S is the core area, cm 2 ;
ΔΡ - перепад давления, атм.ΔΡ - pressure drop, atm.
После определения проницаемости через керн в направлении, обратном насыщению, прокачивали кислотный состав. Вытеснение рабочих жидкостей проводили дизтопливом.After determining the permeability through the core in the direction opposite to saturation, the acid composition was pumped. The displacement of working fluids was carried out by diesel fuel.
При установившемся режиме вновь определяли проницаемость по формуле (1). На основании рассчитанных проницаемостей определяли величину интенсификации по формуле (2):Under steady state conditions, the permeability was again determined by the formula (1). Based on the calculated permeabilities, the intensification value was determined by the formula (2):
гдеWhere
k1 - подвижность пористой среды до обработки, мкм;2 k 1 - mobility of the porous medium before processing, microns; 2
k2 - подвижность пористой среды после обработки, мкм.2 k 2 - mobility of the porous medium after processing, microns. 2
Испытания проводили при температуре 80°С.The tests were carried out at a temperature of 80 ° C.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в табл. 2. Из результатов опытов видно, что вводимые добавки обеспечивают еще большее снижение скорости нейтрализации кислотного состава в сравнении с прототипом, а фактор интенсификации при этом повышается.The results of filtration experiments are presented in table. 2. From the results of the experiments it is seen that the introduced additives provide an even greater decrease in the rate of neutralization of the acid composition in comparison with the prototype, and the intensification factor is increased.
Повышение интенсифицирующей способности заявляемого состава объясняется эффектом удаления остаточной водонасыщенности отработанной кислоты и гидрофобизацией поверхности пор.The increase in the intensifying ability of the claimed composition is explained by the effect of removing the residual water saturation of the spent acid and hydrophobization of the pore surface.
Уменьшение количества вводимых гидрофобизатора, нефтяного реагента РУН-4 и соли приводит к снижению эффекта, а увеличение их концентраций становится экономически не выгодным. Соотношение всех компонентов, рецептура кислотного состава отрабатываются индивидуально для геологических условий конкретной скважины. Предлагаемые добавки снижают скорость реакции кислот с породой, способствуют более длительному сохранению активности кислоты при ее продвижении по поровому пространству пласта и увеличению фазовой проницаемости по нефти. Состав такого пролонгированного действия может быть рекомендован к применению как для стандартных, так и для большеобъемных кислотных обработок.A decrease in the amount of introduced water repellent, RUN-4 oil reagent and salt leads to a decrease in the effect, and an increase in their concentrations becomes economically unprofitable. The ratio of all components, the formulation of the acid composition are worked out individually for the geological conditions of a particular well. The proposed additives reduce the rate of reaction of acids with the rock, contribute to a longer preservation of acid activity as it moves through the pore space of the formation and increase the phase permeability of oil. The composition of such a prolonged action can be recommended for use both for standard and for large-volume acid treatments.
Технический результат - дополнительное увеличение дебита скважин и повышение эффективности кислотной обработки.The technical result is an additional increase in the flow rate of wells and increase the efficiency of acid treatment.
НС1 -ингибированная соляная кислота,HC1 -inhibited hydrochloric acid,
HF - фтористоводородная кислота,HF - hydrofluoric acid,
Аф9-12 - НПАВ (оксиэтилированный алкилфенол марки неонол Аф9-12),Af9-12 - nonionic surfactant (ethoxylated alkylphenol neonol Af mark 9 -12)
ХА - аммоний хлористый,HA - ammonium chloride,
ОЭДФ - оксиэтилидендифосфоновая кислота,OEDP - hydroxyethylidene diphosphonic acid,
РУН-4-нефтяной реагент РУН марки РУН-4,RUN-4-oil reagent RUN brand RUN-4,
ГФ-водорастворимый гидрофобизатор.GF-water-soluble water repellent.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015148148A RU2643050C2 (en) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015148148A RU2643050C2 (en) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015148148A RU2015148148A (en) | 2017-05-16 |
RU2643050C2 true RU2643050C2 (en) | 2018-01-30 |
Family
ID=58715543
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015148148A RU2643050C2 (en) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2643050C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
RU2759614C1 (en) * | 2020-11-06 | 2021-11-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for destructing calcium carbonate deposition in gas boreholes of underground gas storage facilities |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
RU2140531C1 (en) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating bottom zone of oil formation |
RU2242604C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating low-permeable terrigenous oil reservoirs and a method for treating bottom zone of formation using indicated composition |
RU2242605C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of the bottom zone of formation |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
RU2342419C1 (en) * | 2007-05-23 | 2008-12-27 | Александр Николаевич Пазин | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability |
EP2010700A2 (en) * | 2006-04-18 | 2009-01-07 | Basf Se | Electroplating device and method |
-
2015
- 2015-11-09 RU RU2015148148A patent/RU2643050C2/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2131972C1 (en) * | 1998-03-25 | 1999-06-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone |
RU2140531C1 (en) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating bottom zone of oil formation |
RU2242604C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating low-permeable terrigenous oil reservoirs and a method for treating bottom zone of formation using indicated composition |
RU2242605C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating terrigenous oil reservoirs and a method for acid treatment of the bottom zone of formation |
RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
EP2010700A2 (en) * | 2006-04-18 | 2009-01-07 | Basf Se | Electroplating device and method |
RU2342419C1 (en) * | 2007-05-23 | 2008-12-27 | Александр Николаевич Пазин | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 44-100, 124-130, 134-141, 149. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679029C1 (en) * | 2018-04-02 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |
RU2759614C1 (en) * | 2020-11-06 | 2021-11-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for destructing calcium carbonate deposition in gas boreholes of underground gas storage facilities |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2015148148A (en) | 2017-05-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10011757B2 (en) | Method for remediation of damage in regions of formations near injection wells | |
US6972274B1 (en) | Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
RU2434041C1 (en) | Procedure for withdrawal of crude oil from underground formation | |
US3568772A (en) | Well stimulation with micellar dispersions | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
CA3051524C (en) | A method and a surfactant containing composition, useful for enhancing hydrocarbon extractions from a subterranean formation | |
US20130037265A1 (en) | Method for the Assisted Recovery of Hydrocarbons in Fractured Reservoirs | |
RU2643050C2 (en) | Acid surface-active composition for treating bottom-hole zone of oil and gas wells | |
US3371710A (en) | Use of surfactants in oil recovery | |
MX2014014254A (en) | Process for water wetting oil-wet surfaces. | |
RU2478777C1 (en) | Viscoelastic composition with improved viscosity | |
RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
US3520366A (en) | Imparting in situ stability to displacing fluids | |
RU2652047C1 (en) | Dry-acid composition for bottomhole well zone treatment and scale removal | |
RU2616949C1 (en) | Acid composition for treatment of low permeable high temperature formations with high clay and carbonates content | |
US3520365A (en) | Stability of a secondary-type recovery process | |
RU2174594C1 (en) | Composition for unclaying of formation bottom zone (versions) | |
RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
US9903188B2 (en) | Alkyl polyglucoside desorbents for enhanced oil recovery | |
RU2123588C1 (en) | Compound for treating bottom-hole zone of bed | |
US4485021A (en) | Water flooding process for recovering petroleum | |
US3605895A (en) | Imparting in situ stability to displacing fluids | |
CN112567002B (en) | Sulfonated endo-ketone based formulation for assisting oil recovery | |
US3658130A (en) | Mobility control in a miscible-type crude oil recover process |