RU2035590C1 - Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations - Google Patents
Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2035590C1 RU2035590C1 SU5056023A RU2035590C1 RU 2035590 C1 RU2035590 C1 RU 2035590C1 SU 5056023 A SU5056023 A SU 5056023A RU 2035590 C1 RU2035590 C1 RU 2035590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- temperature
- injection
- sulfate
- water
- reducing bacteria
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 title claims abstract description 16
- 230000035755 proliferation Effects 0.000 title abstract 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 title abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 55
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims abstract 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims description 9
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 3
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 3
- 238000012543 microbiological analysis Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 101100228469 Caenorhabditis elegans exp-1 gene Proteins 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010042265 Sturge-Weber Syndrome Diseases 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000004763 spore germination Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000004457 water analysis Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями в высокотемпературных нефтяных пластах. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for controlling sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil reservoirs.
Известны способы борьбы с сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) путем введения в пласт бактерицидов. Known methods for combating sulfate-reducing bacteria (BSC) by introducing bactericides into the reservoir.
При этом в качестве бактерицидов используют такие составы, как смесь ПАВ, органического соединения и растворителя [1] или смесь феносмолина и отходов производства глицерина [2]
Недостатками известных способов подавления роста СВБ являются дефицитность и дороговизна применяемых бактерицидов, их низкая экологичность, а также потребность в специальном оборудовании.At the same time, such compositions as a mixture of a surfactant, an organic compound and a solvent [1] or a mixture of phenosmoline and glycerol production waste [2] are used as bactericides.
The disadvantages of the known methods of suppressing the growth of SVB are the scarcity and high cost of the used bactericides, their low environmental friendliness, as well as the need for special equipment.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ подавления роста СВБ в нефтяном пласте [3] Сущность его заключается в следующем: если нефтяной пласт разрабатывают путем закачки в нагнетательные скважины сульфатсодержащей воды, то в нем в начале закачки происходит адаптация микроорганизмов, в том числе СВБ, к условиям пласта. Согласно наблюдениям это время составляет 2-3 месяца. Смена экологических условий в этот период разрушает формирующийся ценоз микроорганизмов, В качестве фактора, меняющего экологию, используют закачку бессульфатных вод. При этом период закачки сульфатных вод не превышает периода адаптации СВБ в пластовых условиях, а период закачки бессульфатных вод не менее двух периодов закачки сульфатных вод. The closest in technical essence to the proposed invention is a method of suppressing the growth of SFS in an oil reservoir [3] Its essence is as follows: if an oil reservoir is developed by injection of sulfate-containing water into injection wells, then microorganisms adapt to it at the beginning of injection, including SVB, to reservoir conditions. According to observations, this time is 2-3 months. A change in environmental conditions during this period destroys the emerging coenosis of microorganisms. Injection of sulfate-free water is used as a factor changing the ecology. In this case, the period of sulphate water injection does not exceed the period of adaptation of water supply in the reservoir conditions, and the period of sulphate-free water is not less than two periods of sulphate water injection.
Недостатком известного способа является то, что для его осуществления требуются большие материальные затраты подведение второй линии для закачки пресной (бессульфатной воды), доставка этой воды к скважине (особенно сложная в условиях морских месторождений). The disadvantage of this method is that for its implementation requires large material costs summing up the second line for the injection of fresh (sulfate-free water), the delivery of this water to the well (especially difficult in offshore fields).
Целью изобретения является упрощение и удешевление способа подавления роста СВБ в пласте. The aim of the invention is to simplify and reduce the cost of the method of suppressing the growth of SVB in the reservoir.
Это достигается тем, что в способе подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в высокотемпературных нефтяных пластах, разрабатываемых путем закачки воды в нагнетательные скважины, предусматривающем смену экологических условий в пласте, при снижении температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины оптимальной температуры развития сульфатвосстанавливающих бактерий закачку воды прекращают до восстановления в призабойной зоне нагнетательной скважины температуры прекращения жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, после чего возобновляют закачку воды, а следующую остановку производят через период времени, меньший времени адаптации биоценоза сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях; в пластах с начальной пластовой температурой выше 120оС закачку воды прекращают до восстановления температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины 100оС и через сутки возобновляют подачу воды; в пластах с температурой 90-120оС закачку воды прекращают до восстановления температуры призабойной зоны нагнетательной скважины до величины 80-90оС, после чего закачивают воду до установления в призабойной зоне температуры 50-60оС и повторяют этот цикл трижды, после чего возобновляет закачку воды, а следующую остановку производят через период времени, меньший времени адаптации биоценоза сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях.This is achieved by the fact that in the method of suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil reservoirs, developed by pumping water into injection wells, which involves changing environmental conditions in the reservoir, while lowering the temperature of the bottom-hole zone of the injection well to the optimum temperature for the development of sulfate-reducing bacteria, water injection is stopped until recovery in the near-well zone of the injection well, the sulfate recovery temperature infecting bacteria, after which water injection is resumed, and the next stop is made after a period of time shorter than the adaptation time of the biocenosis of sulfate-reducing bacteria in reservoir conditions; in formations with an initial reservoir temperature above 120 ° C water injection is stopped to restore the bottomhole temperature zone of the injection well to a value of 100 ° C and a day later resuming the supply of water; in formations having a temperature of 90-120 ° C water injection is stopped to reduction temperature of the injection well bottom zone to a value of 80-90 ° C, after which the water is pumped in until a well bottom zone temperature of 50-60 ° C and this cycle was repeated three times, after which resumes the injection of water, and the next stop is made after a period of time shorter than the adaptation time of the biocenosis of sulfate-reducing bacteria in reservoir conditions.
Таким образом, предлагаемое решение соответствует критерию изобретения "Новизна". Thus, the proposed solution meets the criteria of the invention of "Novelty."
Сущность способа. Как правило, в высокотемпературных нефтяных пластах (с температурой 100оС и выше) не происходит развития СВБ. Однако в результате закачки с поверхности в пласт неподогретой воды происходит охлаждение пласта и в первую очередь призабойной зоны нагнетательной скважины до температуры, оптимальной для развития СВБ, попавших в пласт с закачиваемой водой. В результате их жизнедеятельности в пласте образуется сероводород, вызывающий коррозию нефтепромыслового оборудования.The essence of the method. Typically, the high temperature petroleum reservoirs (having a temperature of 100 C and above) is no development SRB. However, as a result of injection of unheated water from the surface into the formation, the formation cools down and, first of all, the bottom-hole zone of the injection well to a temperature optimal for the development of SWS that have entered the formation with injected water. As a result of their life activity, hydrogen sulfide is formed in the formation, causing corrosion of oilfield equipment.
Предлагаемый способ предусматривает временное прекращение закачки воды с целью восстановления в пласте температуры, неблагоприятной для развития СВБ. Таким образом, происходит чередование периодов закачки воды (когда пласт охлаждается) и прекращения закачки (когда пласт нагревается), причем продолжительность периода закачки воды не должна превышать времени адаптации биоценоза СВБ в пластовых условиях. В результате в пласте создаются неблагоприятные экологические условия для СВБ, при которых они не могут активно развиваться. При этом не требуется никаких дополнительных затрат: используется пластовая температура для "стерилизации" пласта. The proposed method provides for a temporary cessation of water injection in order to restore the temperature in the reservoir, which is unfavorable for the development of SVB. Thus, there is an alternation of the periods of water injection (when the formation is cooled) and the termination of injection (when the formation is heated), and the duration of the period of water injection should not exceed the adaptation time of the biocenosis of the water supply system under formation conditions. As a result, adverse environmental conditions are created in the reservoir for SSS, in which they cannot actively develop. At the same time, no additional costs are required: the formation temperature is used to "sterilize" the formation.
В зависимости от начальной пластовой температуры возможны два варианта осуществления способа. Depending on the initial reservoir temperature, two variants of the method are possible.
Первый этап. Начальная пластовая температура 120оС и выше.First step. The initial formation temperature of 120 C and above.
В этом случае технологически проще закачку воды прекращать на такой период, чтобы температура призайбойной зоны восстановилась до 100оС, и выдержать пласт при этой температуре не менее одних суток, при этом уничтожаются СВБ. Затем следует возобновить закачку воды на период, меньший периода адаптации СВБ.In this case technologically easier to stop water injection for such period as to prizayboynoy zone temperature recovered to 100 ° C and withstand formation at this temperature for at least one day, the SRB destroyed. Then, water injection should be resumed for a period shorter than the adaptation period of the SSS.
Второй способ. Начальная пластовая температура пласта 90-120оС.The second way. The initial reservoir temperature of the reservoir 90-120 about C.
В этом случае пласт при прекращении закачки воды долго будет прогреваться до температуры 100оС, а в некоторых случаях может и не прогреться до этой температуры.In this case, the reservoir at the termination of water pumping for a long time to be warmed to a temperature of 100 ° C, and in some cases may not warm up to this temperature.
Для таких пластов способ предусматривает прекращение закачки такой продолжительности, чтобы температура призабойной зоны восстановилась не менее чем до 80оС, последующую краткосрочную закачку воды до охлаждения пласта до 50-60оС с повторением этих циклов 2-3 раза и после третьего повышения температуры призабойной зоны до 80оС закачку воды в течение периода, не превышающего периода адаптации СВБ.For such reservoirs the method provides for the termination of such injection duration to bottom zone temperature was restored to not less than 80 ° C, the subsequent short-water injection formation before cooling to 50-60 ° C with the repetition of these cycles is 2-3 times and after the third temperature increase bottomhole zones up to 80 о С water injection during a period not exceeding the adaptation period of the ISS.
Этот вариант осуществления способа позволяет при более низких температурах еще более надежно уничтожать СВБ: при температуре 50-60оС происходит прорастание спор СВБ; затем для вегетативных клеток достаточна уже температура 80оС, чтобы обезвредить их. По сравнению с первым этот вариант несколько более сложен технологически, зато его можно осуществлять в пластах с температурой ниже 120оС (равно как в более высокотемпературных пластах), при этом надежность способа возрастает.This embodiment allows the process at lower temperatures is even more reliably destroy SRB at the temperature of 50-60 C the SRB spore germination; then for vegetative cells already sufficient temperature 80 ° C, to neutralize it. Compared with the first embodiment of this somewhat more complicated technically, but it can be carried out in formations with a temperature below 120 C (as well as in higher temperature formations), wherein the method increases the reliability.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы неизвестна заявленная совокупность отличительных признаков, следовательно, заявляемый способ отвечает критерию изобретения "Существенные отличия". Of the available sources of patent and scientific literature, the claimed combination of distinctive features is unknown, therefore, the claimed method meets the criteria of the invention "Significant differences".
П р и м е р 1. Участок нефтяного пласта характеризуется следующими параметрами:
толщина вскрытия (h) 5 м,
теплоемкость пласта (Спл) 2,223 МДж/(м3.К),
теплопроводность (λ ) 2,01 Вт/М.К), начальная пластовая температура (То) 125оС, минерализация закачиваемой воды 30 г/л, пластовое давление 180 атм, темп закачки (Qзак) 300м3/сут.PRI me R 1. The section of the oil reservoir is characterized by the following parameters:
opening thickness (h) 5 m,
reservoir heat capacity (C pl ) 2.223 MJ / (m 3 .K),
thermal conductivity (λ) 2,01 W / M. K), initial reservoir temperature (T o ) 125 о С, salinity of injected water 30 g / l, reservoir pressure 180 atm, injection rate (Q zak ) 300m 3 / day.
Период адаптации СВБ в этих условиях 5-6 мес. The adaptation period of the SVB in these conditions is 5-6 months.
Разработку пласта ведут путем закачки в нагнетательную скважину морской воды с температурой (Тв) 20оС. К моменту осуществления способа закачку воды осуществляли в течение 6 месяцев. Как показали проведенные замеры, температура призабойной зоны нагнетательной скважины (Тпз) снизилась до 40оС. Микробиологический анализ излитой из нагнетательной скважины воды показал наличие в ней СВБ в количестве 103 кл/мл.Development formation is carried out by injection into the injection well seawater with temperature (T) 20 C. By the time the process of water injection was carried out for 6 months. As shown by the measurements, the temperature of bottom zone of the injection well (SMI) decreased to 40 ° C Microbiological analyzes poured out from the injection well water indicated the presence therein SRB in an amount of 10 3 cells / ml.
После проведенных исследований приступают к осуществлению способа, причем в варианте 1 (п.2 формулы изобретения). After the studies have begun, the implementation of the method, and in option 1 (paragraph 2 of the claims).
Прекращают закачку воды в нагнетательную скважину до восстановления в ее призабойной зоне температуры Tτ 100оС. Время остановки ( τ) рассчитывают из решения уравнения (методом подбора):
По истечении этого срока производят микробиологический анализ воды, извлеченной из призабойной зоны нагнетательной скважины. При получении отрицательного результата на СВБ возобновляют закачку воды на период 3-4 месяца. К концу этого периода производят замер температуры в призабойной зоне нагнетательной скважины (Тпз). При снижении Тпз до оптимальной для развития биоценоза СВБ 60оС производят анализ воды на содержание в ней СВБ. При их отсутствии закачку продолжают еще 3-4 месяца, после чего вновь повторяют циклы "прекращение возобновление закачки воды".Water injection is stopped in the injection well before the restoration in bottomhole its T τ 100 Temperature zone C. The stop time (τ) is calculated by solving the equation (selection method):
After this period, a microbiological analysis of the water extracted from the bottomhole zone of the injection well is performed. Upon receipt of a negative result, the water supply resumes the injection of water for a period of 3-4 months. By the end of this period, temperature is measured in the bottom-hole zone of the injection well (TPZ). By reducing the QST to the optimum for the development of ecological community SRB 60 ° C produced water analysis on the content of SRB in it. In their absence, the injection is continued for another 3-4 months, after which the cycles “stopping the resumption of water injection” are repeated.
П р и м е р 2. Все параметры нефтяного пласта, кроме начальной пластовой температуры, совпадают с вышеприведенными. PRI me R 2. All parameters of the oil reservoir, except for the initial reservoir temperature, coincide with the above.
Начальная пластовая температура (То)100оС. Так же, как в первом варианте, в результате трехмесячной закачки морской воды (Тв 20оС) температура призабойной зоны нагнетательной скважины (Тпз) снизилась до 40оС, микробиологический анализ показал в воде присутствие СВБ в количестве 103 кл/мл.The initial reservoir temperature (T o ) is 100 o C. As in the first embodiment, as a result of a three-month injection of sea water (T at 20 o C), the temperature of the bottom-hole zone of the injection well (T pz ) decreased to 40 o C, microbiological analysis showed in water, the presence of SVB in an amount of 10 3 cells / ml.
Прекращают закачку воды в нагнетательную скважину до восстановления температуры призабойной зоны до величины 80оС. Ориентировочно время восстановления температуры определяют по формуле (1). Для конкретного пласта τ 15 сут. К концу этого периода замеряют Тпз и при Тпз ≥ 80оC возобновляют закачку воды до снижения Тпз до 50-60оС. Ориентировочно для этого потребуется время τ, равное 5-10 сут. Более точные данные получают замером температуры.Water injection is stopped in the injection well to the recovery well bottom zone temperature to a value of 80 ° C approximate temperature recovery time is determined by the formula (1). For a particular reservoir, τ 15 days. By the end of this period is measured and when T pz pz T ≥ 80 ° C water injection is resumed to decrease T pz to 50-60 C. The approximate time required for this τ, equal to 5-10 days. More accurate data is obtained by measuring the temperature.
Повторяют эти циклы трижды, но закачку воды в третьем цикле производят в течение 3-4 месяцев, т.е. в течение периода, меньшего периода адаптации СВБ. These cycles are repeated three times, but water is injected in the third cycle within 3-4 months, i.e. for a period shorter than the period of adaptation of the BSS.
Технико-экономические преимущества предлагаемого способа состоят в том, что его осуществление позволяет без каких-либо крупных дополнительных затрат, с проведением простейших исследований (замер температуры, микробиологический анализ воды) эффективно подавлять рост СВБ в высокотемпературных пластах. При этом способ полностью отвечает требованиям охраны окружающей среды, т.к. ис-ключает использование какого-либо химреагента. The technical and economic advantages of the proposed method consist in the fact that its implementation allows, without any major additional costs, with the simplest studies (temperature measurement, microbiological analysis of water) to effectively suppress the growth of SSC in high-temperature formations. Moreover, the method fully meets the requirements of environmental protection, because excludes the use of any chemical reagent.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5056023 RU2035590C1 (en) | 1992-05-29 | 1992-05-29 | Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5056023 RU2035590C1 (en) | 1992-05-29 | 1992-05-29 | Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2035590C1 true RU2035590C1 (en) | 1995-05-20 |
Family
ID=21610259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5056023 RU2035590C1 (en) | 1992-05-29 | 1992-05-29 | Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2035590C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122108C1 (en) * | 1996-06-14 | 1998-11-20 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Method of suppressing growth of sulfate-reducing and hydrocarbon- oxidizing bacteria |
| RU2169259C1 (en) * | 1999-11-12 | 2001-06-20 | ОАО Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of suppressing growth of sulfate-reducing bacteria |
| RU2170815C1 (en) * | 2000-01-31 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition for suppressing growth of sulfate-reduction bacteria and inhibiting corrosion in oil-field media |
| RU2173771C2 (en) * | 1999-12-14 | 2001-09-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Bactericide for controlling growth of sulfate-reducing bacteria in flooded oil formation |
| RU2197605C2 (en) * | 2000-10-17 | 2003-01-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of suppression of sulfate-reducing bacteria growth |
| RU2239695C1 (en) * | 2003-12-03 | 2004-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for protecting force well from corrosion |
-
1992
- 1992-05-29 RU SU5056023 patent/RU2035590C1/en active
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1505100, кл. E 21B 43/22, 1987. * |
| 2. Авторское свидетельство СССР N 1621598, кл. E 21B 43/22, 1988. * |
| 3. Авторское свидетельство СССР N 1487549, кл. E 21B 43/22, 1987. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2122108C1 (en) * | 1996-06-14 | 1998-11-20 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Method of suppressing growth of sulfate-reducing and hydrocarbon- oxidizing bacteria |
| RU2169259C1 (en) * | 1999-11-12 | 2001-06-20 | ОАО Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of suppressing growth of sulfate-reducing bacteria |
| RU2173771C2 (en) * | 1999-12-14 | 2001-09-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Bactericide for controlling growth of sulfate-reducing bacteria in flooded oil formation |
| RU2170815C1 (en) * | 2000-01-31 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition for suppressing growth of sulfate-reduction bacteria and inhibiting corrosion in oil-field media |
| RU2197605C2 (en) * | 2000-10-17 | 2003-01-27 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of suppression of sulfate-reducing bacteria growth |
| RU2239695C1 (en) * | 2003-12-03 | 2004-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for protecting force well from corrosion |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3332487A (en) | Aerobic bacteria in oil recovery | |
| US4112745A (en) | High temperature geothermal energy system | |
| US3826312A (en) | Self-neutralizing well acidizing | |
| RU2035590C1 (en) | Method for suppression of proliferation of sulfate-reducing bacteria in high-temperature oil formations | |
| CN104232041A (en) | Low-leak-off high-corrosion acidification unblocking liquid used in oil-water well and preparation method of low-leak-off high-corrosion acidification unblocking liquid | |
| US2429593A (en) | Chemical treatment of oil wells for the prevention of corrosion and scale | |
| Martin | Results of a tertiary hot waterflood in a thin sand reservoir | |
| US3455393A (en) | Modifying water injection well profiles | |
| US5366016A (en) | Use of variable density carrier fluids to improve the efficiency of scale dissolution | |
| US3523582A (en) | Inhibition of scale deposition during secondary recovery | |
| RU94005177A (en) | METHOD FOR DEVELOPING A TERRIGENOUS OIL PLATE | |
| SU1730439A1 (en) | Method of operating geothermal circulation systems | |
| US4730673A (en) | Heated brine secondary recovery process | |
| Crenshaw et al. | Stimulation of the deep Ellenburger in the Delaware Basin | |
| RU2079648C1 (en) | Method of selective isolation of highly permeable zones of formation | |
| SU789434A1 (en) | Method of preventing inorganic salt deposit formation | |
| US9453401B2 (en) | Chelating fluid for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs and method of using the same | |
| Cavallaro et al. | Design of an acid stimulation system with chlorine dioxide for the treatment of water-injection wells | |
| RU2200231C2 (en) | Process of development of oil field | |
| Pardue | Results of field tests with a new extended squeeze life scale inhibitor | |
| RU2172824C1 (en) | Method of treatment and demudding of bottom-hole zone of development wells | |
| Crow | New treating technique to remove bacterial residues from water-injection wells | |
| SU605429A1 (en) | Method of working condensed gas deposit | |
| SU920198A1 (en) | Method of preventing deposition of salts in oil wells | |
| US3924682A (en) | Method of treating a high temperature formation to permit the use therein of temperature sensitive surfactants |