RU2070964C1 - Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone - Google Patents
Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070964C1 RU2070964C1 RU94041557A RU94041557A RU2070964C1 RU 2070964 C1 RU2070964 C1 RU 2070964C1 RU 94041557 A RU94041557 A RU 94041557A RU 94041557 A RU94041557 A RU 94041557A RU 2070964 C1 RU2070964 C1 RU 2070964C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- compound
- acid
- hydrochloric acid
- well
- Prior art date
Links
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 63
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims abstract description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011133 lead Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000011135 tin Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J tin(iv) chloride Chemical compound Cl[Sn](Cl)(Cl)Cl HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для кислотной обработки пласта. The invention relates to the oil industry, and in particular to compositions for acid treatment of the formation.
Известен состав для кислотной обработки пласта, включающий хлористый водород (12-20 мас.) и воду [1]
Недостатком состава является его быстрая реакционная способность по отношению к обрабатываемой породе коллектора, что не позволяет обрабатывать пласты на достаточную глубину.Known composition for acid treatment of the formation, including hydrogen chloride (12-20 wt.) And water [1]
The disadvantage of the composition is its fast reactivity with respect to the treated rock of the reservoir, which does not allow to treat the seams to a sufficient depth.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий хлорид металла и водный раствор соляной кислоты [2] В качестве хлорида металла состав содержит хлорид кальция. The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a composition for acid treatment of the bottomhole zone of the well, including metal chloride and an aqueous solution of hydrochloric acid [2] As the metal chloride, the composition contains calcium chloride.
Недостатком этого состава является несущественное увеличение производительности обрабатываемой скважины из-за его малой глинодиспергирующей способности по отношению к породе обрабатываемого пласта. The disadvantage of this composition is the insignificant increase in the productivity of the treated well due to its small clay-dispersing ability in relation to the rock of the treated formation.
Целью изобретения является увеличение производительности обрабатываемой скважины за счет увеличения глинодиспергирующей способности состава. The aim of the invention is to increase the productivity of the processed wells by increasing the clay-dispersing ability of the composition.
Поставленная цель достигается тем, что состав для кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающий хлорид металла и водный раствор соляной кислоты, в качестве хлорида металла содержит хлорид металла из группы бериллия, висмута, кадмия, кобальта, меди, никеля, свинца, стронция, алюминия, железа, хрома, олова или смесь хлоридов этих металлов, а в качестве раствора соляной кислоты содержит водный 2-36%-ный раствор соляной кислоты при следующих соотношениях компонентов, мас. This goal is achieved in that the composition for the acid treatment of the bottom-hole zone of the well, including metal chloride and an aqueous solution of hydrochloric acid, contains metal chloride from the group of beryllium, bismuth, cadmium, cobalt, copper, nickel, lead, strontium, aluminum as metal chloride iron, chromium, tin or a mixture of chlorides of these metals, and as a solution of hydrochloric acid contains an aqueous 2-36% solution of hydrochloric acid in the following ratios of components, wt.
Хлорид бериллия, висмута, кадмия, кобальта, меди, никеля, свинца, стронция, алюминия, железа, хрома, олова или смесь хлоридов этих металлов - 2-67
Водный 2-36%-ный раствор соляной кислоты Остальное
Состав может дополнительно содержать ингибитор кислотной коррозии при его содержании в составе 0,01-5,0 мас;
Состав также может дополнительно содержать анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) или их смеси при содержании ПАВ в составе 0,01-5,0 мас.Beryllium, bismuth, cadmium, cobalt, copper, nickel, lead, strontium, aluminum, iron, chromium, tin chloride or a mixture of the chlorides of these metals - 2-67
Aqueous 2-36% hydrochloric acid solution
The composition may further contain an acid corrosion inhibitor when its content is in the composition of 0.01-5.0 wt;
The composition may also optionally contain anionic, nonionic surfactants (surfactants) or mixtures thereof with a surfactant content of 0.01-5.0 wt.
При контакте вышеназванного состава с породой пласта происходит интенсивное диспергирование глинистых минералов в фазу кислотного состава. Наличие хлоридов заявленных металлов в кислотном составе обеспечивает снижение скорости растворения карбонатсодержащих компонентов состава, большую глубину кислотной обработки пласта аналогично составу-прототипу, но в отличие от прототипа обеспечивает также дополнительное диспергирование глинистого материала после нейтрализации породой соляной кислоты. Upon contact of the above composition with the formation rock, intense dispersion of clay minerals into the phase of the acid composition occurs. The presence of chlorides of the claimed metals in the acid composition reduces the rate of dissolution of carbonate-containing components of the composition, the greater depth of acid treatment of the formation is similar to the composition of the prototype, but unlike the prototype, it also provides additional dispersion of clay material after neutralization with hydrochloric acid by the rock.
Таким образом, состав обеспечивает повышенную глубину обработки пласта при повышенной глинодиспергирующей способности состава. Проявление перечисленных свойств обеспечивает большую, по сравнению с составом по прототипу, производительность обрабатываемой скважины за счет увеличения проницаемости пласта при сохранении глубины обработки. Thus, the composition provides an increased depth of processing of the formation with increased clay-dispersing ability of the composition. The manifestation of these properties provides a large, compared with the composition of the prototype, the productivity of the treated well by increasing the permeability of the reservoir while maintaining the depth of processing.
Состав применим для кислотных обработок как нагнетательных, так и добывающих скважин в широком диапазоне пластовых температур от 14 до 150 o С и более.The composition is applicable for acid treatments of both injection and production wells in a wide range of reservoir temperatures from 14 to 150 o C or more.
Для приготовления состава пригодна пресная, техническая, подтоварная, минерализованная, пластовая вода, а также смеси этих вод. Fresh, technical, commercial, saline, produced water, as well as mixtures of these waters are suitable for preparing the composition.
Для придания дополнительных ингибирующих свойств по отношению к нефтепромысловому оборудованию состав может быть модифицирован за счет дополнительного введения ингибитора коррозии (например катапин, катамин, ИВВ-1, ДОН-52 и другие) при содержании ингибитора в составе от 0,01 до 5,0 мас. To give additional inhibitory properties in relation to oilfield equipment, the composition can be modified by additional administration of a corrosion inhibitor (for example, catapine, catamine, IVV-1, DON-52 and others) with an inhibitor content of from 0.01 to 5.0 wt. .
Для дополнительного снижения скорости растворения породы коллектора, а также лучших отмывающих свойств, состав может быть модифицирован за счет дополнительного введения анионных (например Сульфонол), неионогенных (например АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, СНО3А, СНО3Б, СНО3В и другие) поверхностно-активных веществ или смесей этих веществ при их общем содержании в составе от 0,01 до 5,0 мас. To further reduce the dissolution rate of the reservoir rock, as well as the best washing properties, the composition can be modified by the additional introduction of anionic (e.g. Sulfonol), nonionic (e.g. AF9-4, AF9-6, AF9-10, AF9-12, CHO3A, CHO3B , СНО3В and others) surfactants or mixtures of these substances with their total content in the composition from 0.01 to 5.0 wt.
Состав может быть использовано в сочетании с закачкой других технологических жидкостей (например жидкостей перфорации, глушения, углеводородных, водных растворителей, изолирующих составов и других) при различных геолого-технических мероприятиях на скважинах. The composition can be used in combination with the injection of other process fluids (for example, perforation, killing fluids, hydrocarbon, aqueous solvents, insulating compositions and others) for various geological and technical measures in wells.
Увеличение глинодиспергирующих способностей состава подтверждено экспериментально. Эксперименты проводили путем вбрасывания образца глины в кислотные нейтрализованные составы с различным содержанием компонентов с последующим визуальным наблюдением процесса диспергирования глины и фиксирования времени диспергирования при температурах окружающей среды 22 o С и 70 o С. Результаты экспериментов приведены в таблице 1.The increase in clay-dispersing abilities of the composition is confirmed experimentally. The experiments were carried out by injecting a clay sample into acidic neutralized compositions with different component contents, followed by visual observation of the clay dispersion process and fixing the dispersion time at ambient temperatures of 22 o C and 70 o C. The experimental results are shown in table 1.
Глинодиспергирующую способность кислотного состава оценивали по времени полного диспергирования глинистого образца в составах по изобретению и прототипу после их предварительной нейтрализации карбонатом кальция. Clay-dispersing ability of the acid composition was evaluated by the time of complete dispersion of the clay sample in the compositions according to the invention and the prototype after their preliminary neutralization with calcium carbonate.
Из таблицы 1 видно, что состав по изобретению в объеме заявленных содержаний компонентов, в отличие от состава по прототипу пп.11 и 22, проявляет глинодиспергирующие способности при различных температурах. From table 1 it is seen that the composition according to the invention in the amount of the declared contents of the components, in contrast to the composition of the
Пример 1 (табл. 2 и 3). Приготовленный в соответствии с данными табл.3 состав закачали в призабойную зону нагнетательной скважины. Применение состава обеспечило увеличение производительности скважина на 23%
Пример 2 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 42%
Пример 3 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение приемистости скважины на 27%
Пример 4 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 34%
Пример 5 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение приемистости нагнетательной скважины на 59%
Пример 6 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 45%
Пример 7 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 64%
Пример 8 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил приемистость нагнетательной скважины на 46%
Пример 9 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 81%
Пример 10 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение приемистости нагнетательной скважины на 73%
Пример 11 (табл.2 и 3). Приготовленный и закачанный по аналогии с примером 1 состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 52%
Пример 12 (табл. 2 и 3). Приготовленный и закачанный состав обеспечил увеличение дебита добывающей скважины на 11% Из этих примеров и табл. 2 и 3 видно, что кислотный состав по изобретению обеспечивает большее увеличение производительности обрабатываемых скважин, чем известным составом по прототипу.Example 1 (Tables 2 and 3). The composition prepared in accordance with the data in Table 3 was pumped into the bottomhole zone of the injection well. The use of the composition provided an increase in well productivity by 23%
Example 2 (Tables 2 and 3). The composition prepared and injected by analogy with Example 1 ensured an increase in the production rate of the producing well by 42%
Example 3 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition provided an increase in injectivity of the well by 27%
Example 4 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition provided an increase in production rate of the production well by 34%
Example 5 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition provided an increase in injectivity of the injection well by 59%
Example 6 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition provided an increase in production rate of the producing well by 45%
Example 7 (Tables 2 and 3). The composition prepared and pumped by analogy with Example 1 ensured an increase in the production rate of a production well by 64%
Example 8 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition ensured an injectivity of the injection well by 46%
Example 9 (Tables 2 and 3). The composition prepared and pumped by analogy with Example 1 ensured an increase in the production rate of the production well by 81%
Example 10 (Tables 2 and 3). Prepared and pumped by analogy with example 1, the composition provided an increase in injectivity of the injection well by 73%
Example 11 (Tables 2 and 3). The composition prepared and pumped by analogy with Example 1 ensured an increase in the production rate of the producing well by 52%
Example 12 (Tables 2 and 3). The prepared and injected composition ensured an increase in the production rate of the producing well by 11%. Of these examples and table. 2 and 3 it is seen that the acid composition according to the invention provides a greater increase in the productivity of the treated wells than the known composition of the prototype.
Claims (2)
Водный 2 36%-ный раствор соляной кислоты Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор кислотной коррозии при его содержании в составе 0,01 5,0 мас.Chloride of a metal from the group of beryllium, bismuth, cadmium, cobalt, copper, nickel, lead, strontium, aluminum, iron, chromium, tin, or a mixture of the chlorides of these metals 2 67
Aqueous 2 36% hydrochloric acid
2. The composition according to p. 1, characterized in that it further comprises an acid corrosion inhibitor when its content is in the composition of 0.01 to 5.0 wt.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94041557A RU2070964C1 (en) | 1994-11-15 | 1994-11-15 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94041557A RU2070964C1 (en) | 1994-11-15 | 1994-11-15 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94041557A RU94041557A (en) | 1996-10-10 |
| RU2070964C1 true RU2070964C1 (en) | 1996-12-27 |
Family
ID=20162483
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94041557A RU2070964C1 (en) | 1994-11-15 | 1994-11-15 | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2070964C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7022652B2 (en) | 2003-07-28 | 2006-04-04 | Geostim Group Llc | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| US7361325B2 (en) | 2004-08-06 | 2008-04-22 | Geostim Group Llc | Methods for making XF•nH2O2 compounds |
| RU2401381C1 (en) * | 2009-02-25 | 2010-10-10 | Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" | Method of bench treatment |
| RU2617140C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Liquid for well blanking |
| RU2759042C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-09 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" (АО "КЛЕВЕР ХИМИКО") | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
| RU2776820C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Премьер-Техно" | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation |
-
1994
- 1994-11-15 RU RU94041557A patent/RU2070964C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 41. Кристиан М. и др. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. - М.: Недра, 1985, с. 41. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7022652B2 (en) | 2003-07-28 | 2006-04-04 | Geostim Group Llc | Compositions and methods for treating subterranean formations |
| US7361325B2 (en) | 2004-08-06 | 2008-04-22 | Geostim Group Llc | Methods for making XF•nH2O2 compounds |
| RU2401381C1 (en) * | 2009-02-25 | 2010-10-10 | Закрытое акционерное общество "ИНФРЭК" | Method of bench treatment |
| RU2617140C1 (en) * | 2016-01-11 | 2017-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Liquid for well blanking |
| RU2759042C1 (en) * | 2021-03-22 | 2021-11-09 | Акционерное общество "КЛЕВЕР ХИМИКО" (АО "КЛЕВЕР ХИМИКО") | Composition for treatment of bottomhole zone of oil and gas formation |
| RU2776820C1 (en) * | 2021-09-20 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Премьер-Техно" | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94041557A (en) | 1996-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| US3819520A (en) | Mixed alcohols in well acidizing | |
| DE69523176T2 (en) | METHOD FOR ACID TREATING SILICATIC STONE INFORMATION | |
| DE69208447T2 (en) | Process for gelation of hydrocarbons and treatment of underground formations with them | |
| DE1298064B (en) | Aqueous solution to improve the permeability of porous underground formations | |
| SK105696A3 (en) | Agent and method for preventing the formation of crude oil/water emulsions | |
| US2841222A (en) | Well treating process | |
| WO2021016510A1 (en) | Oxidizers for carbon dioxide-based fracturing fluids | |
| US3233672A (en) | Acidizing a petrolific formation | |
| RU2070964C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| CA1163429A (en) | Delivery of polymeric antiprecipitants in oil wells employing an oil soluble carrier system | |
| US3330347A (en) | Method of oil recovery using surfactants formed in situ | |
| CA2182612C (en) | Surfactant additive for oilfield acidizing | |
| DE3033927C2 (en) | Process for the extraction of largely emulsion-free oil from an underground deposit | |
| DE69812472T2 (en) | Manufacture of aromatic amines and their use as metal corrosion preventers | |
| US1922154A (en) | Process for increasing the output of oil wells | |
| RU2106487C1 (en) | Compound for treating carbonate beds in high-temperature wells | |
| RU2242603C1 (en) | Composition for treating bottom zone of oil-gas formation | |
| US2234790A (en) | Mud wall disintegrator | |
| US4028257A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
| US3179172A (en) | Controlled viscosity fracturing fluids | |
| RU2134345C1 (en) | Hydrophobic emulsion for isolation of formation water inflow into well | |
| Hussein et al. | Studying the use of tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate (THPS) as zinc sulfide and lead sulfide scales dissolver and the factors influencing the dissolution | |
| US4301867A (en) | Process for selectively reducing the permeability of a subterranean sandstone formation | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) |