RU2200232C1 - Technique of bottom-hole treatment of pool - Google Patents
Technique of bottom-hole treatment of pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2200232C1 RU2200232C1 RU2001123452A RU2001123452A RU2200232C1 RU 2200232 C1 RU2200232 C1 RU 2200232C1 RU 2001123452 A RU2001123452 A RU 2001123452A RU 2001123452 A RU2001123452 A RU 2001123452A RU 2200232 C1 RU2200232 C1 RU 2200232C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aromatic hydrocarbon
- wells
- hole
- pool
- dichloromethane
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 10
- 125000005211 alkyl trimethyl ammonium group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N dimethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CNC IQDGSYLLQPDQDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims 1
- XKXHCNPAFAXVRZ-UHFFFAOYSA-N benzylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].[NH3+]CC1=CC=CC=C1 XKXHCNPAFAXVRZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000008282 halocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационных свойств ПЗП и продуктивности нефтедобывающих скважин, в том числе при их ремонте, возможно также использование при добыче, транспорте и хранении нефти. The invention relates to the oil industry and can be used to improve the filtration properties of the bottomhole formation zone and the productivity of oil producing wells, including during their repair, it is also possible to use it in oil production, transportation and storage.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт смеси керосиновой фракции и четыреххлористого углерода, его продавливание, выдержку в пласте и последующее удаление (авторское свидетельство СССР 530696, Е 21 В 43/00, 1975). A known method of processing the bottom-hole zone of a formation, including injecting into the formation a mixture of a kerosene fraction and carbon tetrachloride, forcing it, holding it in a formation and subsequent removal (USSR copyright certificate 530696, E 21 B 43/00, 1975).
Известен также способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки растворителя, содержащего галогенуглеводород, где в качестве галогена используют фтор и фтор и хлор, например фтордихлорэтан (патент РФ 2103477, 1999). There is also a method of treating the bottom of the formation by injecting a solvent containing halogenated hydrocarbons, where fluorine and fluorine and chlorine, for example fluorodichloroethane, are used as halogen (RF patent 2103477, 1999).
Недостатком известных способов является использование растворителей, разрушающих озоновый слой, в связи с чем их применение запрещено Монреальским протоколом 1987 года и его последующими поправками начиная с 2001 года. A disadvantage of the known methods is the use of solvents that deplete the ozone layer, and therefore their use is prohibited by the 1987 Montreal Protocol and its subsequent amendments starting in 2001.
Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки в пласт растворителей, в том числе дихлорметана, различных ароматических углеводородов или их смеси в сочетании с водой и поверохностно-активным веществом для образования устойчивой эмульсии (патент США 4775489, 1988). The closest analogue to the claimed method is a method of treating the bottomhole formation zone by injecting into the formation solvents, including dichloromethane, various aromatic hydrocarbons or a mixture thereof in combination with water and a surfactant to form a stable emulsion (US patent 4775489, 1988).
Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке глубоких скважин, а также быстрая возобновляемость повторной блокировки пласта. The disadvantage of this method is the low efficiency in the processing of deep wells, as well as the rapid renewability of the repeated blocking of the formation.
Задачей изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны, обеспечение возможности обработки призабойной зоны глубоких скважин, а также стабильной продуктивности скважин на максимально длительный период без повторного возобновления их блокады. The objective of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone, providing the possibility of processing the bottom-hole zone of deep wells, as well as stable productivity of the wells for the longest possible period without reopening their blockade.
Указанная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта путем закачки смеси дихлорметана или его смеси с ароматическим углеводородом и водонефтерастворимого катионактивного поверхностно-активного вещества (КПАВ) закачку осуществляют оторочками при концентрации КПАВ в первой оторочке 0,01-0,05 мас.%, во второй оторочке - 0,2-0,5 мас.%, а в качестве КПАВ используют, по крайней мере, один компонент из группы: диалкилдиметиламмонийхлорид, диалкилбензиламмонийхлорид, алкилтриметиламмонийхлорид. Предпочтительно смесь содержит, мас. %: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70, в качестве ароматического растворителя используют толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С9-С10, ксилол.This problem is solved by the fact that in the method for processing the bottom-hole zone of the formation by injecting a mixture of dichloromethane or its mixture with an aromatic hydrocarbon and a water-insoluble cationic surfactant (CAS), the injection is carried out with rims at a concentration of CAS in the first rim of 0.01-0.05 wt. %, in the second rim - 0.2-0.5 wt.%, and at least one component from the group: dialkyldimethylammonium chloride, dialkylbenzylammonium chloride, alkyltrimethylammonium chloride is used as a surfactant. Preferably, the mixture contains, by weight. %: dichloromethane 30-70, aromatic hydrocarbon 30-70, toluene, ethylbenzene fraction, C 9 -C 10 aromatic hydrocarbon concentrate, xylene are used as aromatic solvent.
Дихлорметан (метиленхлорид или Хладон-30) кроме того, что он обеспечивает растворение смол и асфальтенов, является эффективным флегматором - повышает температуру вспышки для ароматических углеводородов, снижая пожароопасность проведения работ на промыслах. Кроме того, он имеет нулевой коэффициент разрушения озонового слоя. Dichloromethane (methylene chloride or Hladon-30), in addition to providing the dissolution of resins and asphaltenes, is an effective phlegmator - it increases the flash point for aromatic hydrocarbons, reducing the fire hazard of work in the fields. In addition, it has a zero ozone depletion coefficient.
В качестве ароматического растворителя используют, например, толуол, этилбензольную фракцию по ТУ 6-01-10-37-78, концентраты ароматических углеводородов С9-С10 (нефрасы А-120/200, А-150/330), ксилол.As an aromatic solvent, for example, toluene, ethylbenzene fraction according to TU 6-01-10-37-78, concentrates of aromatic hydrocarbons C 9 -C 10 (Nefras A-120/200, A-150/330), xylene are used.
Диалкилдиметиламмонийхлорид - технический продукт, содержащий ≥65% по массе катионных ПАВ общей формулы (СпН2п+1)2N+(СН3)2Сl-, где п=10-20, растворим в органических растворителях, воде. Диалкилбензиламмонийхлорид - технический продукт, содержащий ≥60% по массе катионных ПАВ общей формулы [(СпН2п+1)2N+СН2С6Н5]Сl-, где п=17-20, растворим в органических растворителях, нефтепродуктах, воде.Dialkyl dimethylammonium chloride is a technical product containing ≥65% by weight of cationic surfactants of the general formula (C p H 2p + 1 ) 2 N + (CH 3 ) 2 Cl - , where p = 10-20, soluble in organic solvents, water. Dialkylbenzylammonium chloride is a technical product containing ≥60% by weight of cationic surfactants of the general formula [(SpN 2 p +1 ) 2 N + СН 2 С 6 Н 5 ] Сl - , where p = 17-20, soluble in organic solvents, petroleum products, water.
Алкилтриметиламмонийхлорид - технический продукт, ≥50% по массе катионных ПАВ (СпН2п+1)N+(СН3)3Сl-, где п=10-16, растворим в воде, изопропаноле, бензоле, циклогексане, уайт-спирите, ССl4 и др.Alkyltrimethylammonium chloride - technical product, ≥50% by weight of cationic surfactants (SpN 2 p +1 ) N + (CH 3 ) 3 Cl - , where p = 10-16, soluble in water, isopropanol, benzene, cyclohexane, white spirit, CCl 4 and others.
Указанная концентрация КПАВ в первой оторочке обеспечивает разрушение эмульсий, а во второй - обеспечивает гидрофобизацию пор, очищенных от асфальтосмолистых отложений и капиллярно-связанной воды. Кроме того, используемые КПАВ обеспечивают эффективное ингибирование коррозии нефтепромыслового оборудования. The specified concentration of surfactants in the first rim provides the destruction of emulsions, and in the second - provides hydrophobization of pores, purified from asphalt-resinous deposits and capillary-bound water. In addition, the used surfactants provide effective corrosion inhibition of oilfield equipment.
Эффективность предложенного способа определяют экспериментально в сравнении с известным способом. The effectiveness of the proposed method is determined experimentally in comparison with the known method.
Методика испытаний следующая. The test procedure is as follows.
В экспериментах использовали линейные модели пласта диаметром d=30,0 мм, с площадью поперечного сечения F=7,065 см2 и длиной Lм=4,0±0,5 см.In the experiments we used linear reservoir models with a diameter of d = 30.0 mm, with a cross-sectional area of F = 7.065 cm 2 and a length of L m = 4.0 ± 0.5 cm.
Для определения исходной проницаемости каждый образец обрабатывали этилбензольной смесью и высушивали под вакуумом до достижения постоянного веса. Затем его подвергали насыщению минерализованной водой (растворами солей кальция) и осуществляли блокаду высоковязкой парафинистой нефтью, после чего определялась остаточная проницаемость керна. Для разрушения эмульсии, удаления АСПО и восстановления проницаемости пористой среды в образцы керна закачивали оторочками дихлорметан или его смеси с ароматическим углеводородом, в которых предварительно растворяли водонефтерастворимые катионные поверхностно-активные вещества, причем для первой оторочки концентрация КПАВ составляла 0,01-0,05 мас.%, для второй - 0,2-0,5 мас.%. To determine the initial permeability, each sample was treated with an ethylbenzene mixture and dried under vacuum until a constant weight was achieved. Then it was saturated with mineralized water (solutions of calcium salts) and blocking was carried out with highly viscous paraffinic oil, after which the core permeability was determined. To break the emulsion, remove the paraffin, and restore the permeability of the porous medium, dichloromethane or its mixtures with aromatic hydrocarbon were pumped into the core samples, in which water-insoluble cationic surfactants were previously dissolved, and for the first rim, the concentration of surfactant was 0.01-0.05 wt. %, for the second - 0.2-0.5 wt.%.
Модельные условия испытаний и результаты по восстановлению проницаемости образцов кернового материала представлены в табл. 1, 2. Model test conditions and results on the restoration of the permeability of core samples are presented in table. 12.
Из приведенных в таблице 2 результатов испытаний по восстановлению проницаемости кернового материала после блокады минерализованной водой и АСПО можно отметить, что предлагаемые рецептуры растворителей с добавками КПАВ позволяют восстановить проницаемость образцов на 79-89%, в то время как растворители без КПАВ на 30-69%. From the results of tests for restoring the permeability of core material after blockade by saline water and paraffin paraffin in Table 2, it can be noted that the proposed solvent formulations with additives of surfactants can restore the permeability of samples by 79-89%, while solvents without surfactants by 30-69% .
Нижний предел КПАВ для первой оторочки выбран нами исходя из данных о разрушении образующихся эмульсий, а верхний предел для второй оторочки исходя из экономической нецелесообразности использования более высоких концентраций. The lower limit of the surfactant for the first rim was chosen by us on the basis of data on the destruction of the resulting emulsions, and the upper limit for the second rim based on the economic inexpediency of using higher concentrations.
Claims (2)
Дихлорметан - 30-70
Ароматический углеводород - 30-70
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С9-С10, ксилол.2. The method according to p. 1, characterized in that the mixture contains, by weight. %:
Dichloromethane - 30-70
Aromatic hydrocarbon - 30-70
3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that as an aromatic hydrocarbon use toluene, ethylbenzene fraction, a concentrate of aromatic hydrocarbons With 9 -C 10 , xylene.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001123452A RU2200232C1 (en) | 2001-08-23 | 2001-08-23 | Technique of bottom-hole treatment of pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001123452A RU2200232C1 (en) | 2001-08-23 | 2001-08-23 | Technique of bottom-hole treatment of pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2200232C1 true RU2200232C1 (en) | 2003-03-10 |
Family
ID=20252782
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001123452A RU2200232C1 (en) | 2001-08-23 | 2001-08-23 | Technique of bottom-hole treatment of pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2200232C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
| RU2283950C2 (en) * | 2004-03-25 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Treatment method for well bottomhole productive formation zone characterized by difficult-to-recover oil |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4268403A (en) * | 1979-10-25 | 1981-05-19 | Buckman Laboratories, Inc. | Oil recovery using a dimethylamide in a fluid carrier |
| US4775489A (en) * | 1984-05-29 | 1988-10-04 | Union Oil Company Of California | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits |
| SU1798487A1 (en) * | 1990-10-02 | 1993-02-28 | Научно-Производственное Объединение По Геолого-Физическим Методам Увеличения Нефтеотдачи Пластов "Союзнефтеотдача" | Method for extraction of high-viscosity water-cut oil |
| RU2017947C1 (en) * | 1991-04-16 | 1994-08-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Compound for treatment of bottom-hole formation zone of gas-condensate field |
| RU2023143C1 (en) * | 1992-03-25 | 1994-11-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2109132C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Method for increasing oil recovery from beds |
| SU1540359A1 (en) * | 1988-01-27 | 1998-06-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treating wells by inhibitors of salt and paraffin depositions |
-
2001
- 2001-08-23 RU RU2001123452A patent/RU2200232C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4268403A (en) * | 1979-10-25 | 1981-05-19 | Buckman Laboratories, Inc. | Oil recovery using a dimethylamide in a fluid carrier |
| US4775489A (en) * | 1984-05-29 | 1988-10-04 | Union Oil Company Of California | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits |
| SU1540359A1 (en) * | 1988-01-27 | 1998-06-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treating wells by inhibitors of salt and paraffin depositions |
| SU1798487A1 (en) * | 1990-10-02 | 1993-02-28 | Научно-Производственное Объединение По Геолого-Физическим Методам Увеличения Нефтеотдачи Пластов "Союзнефтеотдача" | Method for extraction of high-viscosity water-cut oil |
| RU2017947C1 (en) * | 1991-04-16 | 1994-08-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Compound for treatment of bottom-hole formation zone of gas-condensate field |
| RU2023143C1 (en) * | 1992-03-25 | 1994-11-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2109132C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Method for increasing oil recovery from beds |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2283950C2 (en) * | 2004-03-25 | 2006-09-20 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Treatment method for well bottomhole productive formation zone characterized by difficult-to-recover oil |
| RU2252311C1 (en) * | 2004-07-08 | 2005-05-20 | Лукьянов Юрий Викторович | Method for effecting face-adjacent well area |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2131972C1 (en) | Acid surfactant composition for treatment of bottom-hole zone | |
| US4775489A (en) | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits | |
| US4737296A (en) | Foaming acid-containing fluids | |
| US8349771B2 (en) | Method for improving the clean-up of emulsified acid fluid systems | |
| US10144862B2 (en) | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons | |
| US4614236A (en) | Self-breaking foamed oil-in-water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits | |
| US4444654A (en) | Method for the resolution of enhanced oil recovery emulsions | |
| CA2623923C (en) | Method of treating well with foamed composition | |
| NO326471B1 (en) | treatment Mixture | |
| EA005238B1 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
| CA2617315A1 (en) | Prevention of water and condensate blocks in wells | |
| JPH09509212A (en) | Application of N, N-dialkylamide to suppress emulsion or sludge formation during drilling or rehabilitation of crude oil production wells | |
| US3914132A (en) | Composition and process for the removal of asphaltenic containing organic deposits from surfaces | |
| US2290154A (en) | Process for breaking petroleum emulsions | |
| RU2200232C1 (en) | Technique of bottom-hole treatment of pool | |
| BR112012006683B1 (en) | FOAM FORMATION METHOD IN A FLUID FROM A WELL OF OIL OR GAS | |
| US3172473A (en) | Method of improving well flow | |
| US2470831A (en) | Process for preventing and/or removing accumulations of solid matter from oil wells,flow lines, and pipe lines | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| Xie et al. | Wettability alteration to increase deliverability of gas production wells | |
| RU2182655C1 (en) | Process of treatment of face zone of pool | |
| GB2448442A (en) | Treatment agent adsorbed on a water-insoluble adsorbent | |
| RU2129651C1 (en) | Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells | |
| RU2182222C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole formation zone | |
| US4290901A (en) | Demulsifier for inclusion in injected acidization systems for petroleum formation stimulation |