RU2363717C1 - Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2363717C1 RU2363717C1 RU2007149019/03A RU2007149019A RU2363717C1 RU 2363717 C1 RU2363717 C1 RU 2363717C1 RU 2007149019/03 A RU2007149019/03 A RU 2007149019/03A RU 2007149019 A RU2007149019 A RU 2007149019A RU 2363717 C1 RU2363717 C1 RU 2363717C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- zinc
- calcium
- oil
- chloride
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title abstract description 15
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 22
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 21
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 12
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 11
- ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N acetic acid;zinc Chemical compound [Zn].CC(O)=O.CC(O)=O ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 239000004246 zinc acetate Substances 0.000 claims abstract description 7
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims abstract description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 4
- -1 calcium chloride Chemical class 0.000 claims description 3
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims 1
- ONDPHDOFVYQSGI-UHFFFAOYSA-N zinc nitrate Inorganic materials [Zn+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ONDPHDOFVYQSGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 abstract description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 5
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 12
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 description 2
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009878 intermolecular interaction Effects 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин для условий аномально высоких пластовых давлений и высоких температур. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа. В качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид цинка 15,3-54,4, хлорид кальция 22,2-42,0, нитрат кальция 22,2-42,0, окись цинка или ацетат цинка 0,3 - 0,5, ингибитор коррозии аминного типа 0,4-0,7. Состав может дополнительно содержать реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава. Технический результат - удобство транспортировки состава, низкая стоимость приготовленной из него жидкости и снижение температуры кристаллизации до минусовых значений при одновременном снижении скорости коррозии. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин для условий аномально высоких пластовых давлений и высоких температур.
На многих месторождениях в силу геологических условий, а также в результате интенсивных режимов разработки, когда на них действует система поддержания пластового давления, существуют аномально высокие градиенты давления порядка 1, 6 и выше. Для таких градиентов за рубежом применяют высококонцентрированные рассолы, состоящие из смеси двух или трех компонентов, чаще всего рассолы бромсодержащих солей. Применяемые бромиды очень дороги и дефицитны. Известные технологические жидкости на их основе имеют высокую температуру кристаллизации, что ограничивает их применение в условиях Сибири и Крайнего Севера - основных нефтедобывающих регионах, где актуальна потребность в жидкостях без твердой фазы плотностью более 1600 кг/м3.
Известна жидкость высокой плотности для ремонта скважин, включающая рассол бромида кальция и бромида цинка, не содержащая твердой фазы и имеющая температуру кристаллизации 10,6°С (см. US №4304677, 1981).
Основным недостатком этой жидкости является высокая стоимость, высокое значение коррозионной активности, особенно при температурах выше 90°С, и положительная температура ее кристаллизации.
Наиболее близким по совокупности признаков к заявляемому является состав для приготовления жидкости высокой плотности для заканчивания и ремонта скважин, содержащий бромид цинка и бромид кальция, и дополнительно хлорид кальция и ингибитор коррозии аминного типа (см. US №4292183, 1981).
Недостатком этого состава, кроме его высокой стоимости и высоких значений коррозионной активности, является положительная температура кристаллизации жидкости (10,6°С). Кроме того, при увеличивающейся доле транспортных расходов в смете затрат, перевозка жидких продуктов экономически невыгодна. Перечисленные выше недостатки делают практически невозможным применение данного состава и технологических жидкостей на его основе, особенно в отдаленных северных районах.
Задачей изобретения является создание композиционного состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы для скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, имеющих градиент пластового давления от 1,6 до 1,9, состоящего из недорогих солей, применяемых в сухом виде.
Новый композиционный состав должен обеспечивать приготовление технологических жидкостей без твердой фазы плотностью свыше 1600 кг/м3 и до 1900 кг/м3, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, позволяющую использовать их в условиях Сибири и Крайнего Севера. Данная композиция должна состоять из смеси сухих солей и быть дешевле применяемых зарубежных аналогов - бромидов.
Поставленная задача достигается тем, что состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы (с плотностью более 1600 кг/м3) для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин содержит соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа.
Новым в составе является то, что в качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| хлорид цинка | 15,3-54,4 |
| хлорид кальция | 42,0-22,2 |
| нитрат кальция | 42,0-22,2 |
| окись цинка или ацетат цинка | 0,3-0,5 |
| ингибитор коррозии аминного типа | 0,4-0,7 |
Состав может дополнительно содержать реагент - гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава.
В качестве ингибитора коррозии аминного типа состав содержит гексаметилентетрамин или этилендиамин.
Реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 производится в ЗАО НПФ «Бурсинтез» и представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида и четвертичной аммониевой соли третичного амина. Его добавляют в состав для приготовления жидкости плотностью 1900 кг/м3. При взаимодействии с компонентами заявляемого состава, реагент -гидрофобизатор ИВВ-1 снижает коррозионную активность рассола.
Технический результат, достигаемый заявляемым составом, заключается в том, что совокупность компонентов смеси в заявляемом соотношении проявляет новое, недостижимое известными составами свойство - снижение температуры кристаллизации приготовленной жидкости высокой плотности до минусовых значений. Это можно объяснить изменением межмолекулярного взаимодействия компонентов состава при приготовлении из него технологической жидкости, в которой в момент пересыщения раствора формируется кристаллизационная структура, включающая двойные соли, обладающие большей растворимостью в воде, чем индивидуальные соли. Проявление заявляемым составом нового свойства позволяет использовать его в условиях Сибири и Крайнего Севера.
Известная высокая коррозионная активность хлорида цинка в заявляемой совокупности компонентного состава снижается путем нейтрализации продуктов его гидролиза путем ввода, например, окиси цинка или ацетата цинка.
Для жидкостей плотностью 1900 кг/м3, скорость коррозии удерживается в допустимых пределах благодаря добавке реагента - гидрофобизатора ИВВ-1.
Процесс приготовления заявляемого состава осуществлятся путем смешивания компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной или минерализованной воде.
Для сравнения с заявляемым составом приготовили и испытали известные жидкости.
Пример 1. В механической мешалке смешивали 965 мл рассола CaCL2/CaBr2 плотностью 1790 кг/м3 и 35 мл рассола CaBr2/ZBr2 плотностью 2300 кг/м3. Полученные 1000 мл рассола плотностью 1800 кг/м3 испытывали на коррозионную активность, кристаллизацию и условную вязкость в соответствии с применяющимися методиками. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 1.
Пример 2. В механической мешалке смешивали 800 мл рассола CaCL2/CaBr2 плотностью 1790 к г/м3 и 200 мл рассола CaBr2/ZBr2 плотностью 2300 кг/м3. Полученные 1000 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 2.
Далее приведены примеры приготовления технологических жидкостей без твердой фазы на основе заявляемой сухой солевой композиции.
Пример 3. В механической мешалке смешивали 153 г (15,3 мас.%) хлористого цинка, 420 г (42,0 мас.%) хлористого кальция, 420 г (42,0 мас.%) нитрата кальция, 3 г (0,3 мас.%) окиси цинка и 4 г (0,4 мас.%) ингибитора коррозии, например этилендиамина. Полученный состав растворяли в 560 мл воды. Полученные 916 мл рассола плотностью 1700 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 3.
Пример 4. В механической мешалке смешивали 350 г (35,0 мас.%) хлористого цинка, 320 г (32,0 мас.%) хлористого кальция, 320 г (32,0 мас.%) нитрата кальция, 4 г (0,4 мас.%) окиси цинка и 6 г (0,6 мас.%) ингибитора коррозии, например гексаметилентетрамина. Полученный состав растворяли в 358 мл воды. Полученные 750 мл рассола плотностью 1800 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 4.
Пример 5. В механической мешалке смешивали 544 г (54,5 мас.%) хлористого цинка, 222 г (22,2 мас.%) хлористого кальция, 222 г (22,2 мас.%) нитрата кальция, 5 г (0,5 мас.%) окиси цинка и 5 г (0,5 мас.%) ингибитора коррозии, например этилендиамина. Полученный состав растворяли в 257 мл воды. Полученные 655 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 5.
Пример 6. В механической мешалке смешивали 544 г (54,5 мас.%) хлористого цинка, 222 г (22,2 мас.%) хлористого кальция, 222 г (22,2 мас.%) нитрата кальция, 5 г (0,5 мас.%) окиси цинка, 7 г (0,7 мас.%) ингибитора коррозии, например смесь этилендиамина, и 1,5 г реагента ИВВ-1. Полученный состав растворяли в 257 мл воды. Полученные 655 мл рассола плотностью 1900 кг/м3 испытывали аналогично примеру 1. Результаты испытаний представлены в таблице, опыт 6.
Данные, приведенные в таблице, подтверждают получение технического результата: снижение скорости коррозии, температуры кристаллизации и стоимости технологической жидкости плотностью более 1600 кг/м3, приготовленной из заявляемого состава. Кроме того, достигается удобство транспортировки состава в виде сухой композиции.
| Состав технологической жидкости (№ опыта) | Свойства технологических жидкостей | Стоимость 1 м3 технологической жидкости, тыс. руб | ||||
| Плотность, кг/м3 | Условная вязкость, с | pH | Скорость коррозии стали "д". При 90°С, мм/год | Температура кристаллизации, °С | ||
| 1 | 1800 | 32 | 5,7 | 0,24 | +17 | 97,5 |
| 2 | 1900 | 37 | 5,0 | 0,46 | +11 | 122,0 |
| 3 | 1700 | 130 | 4,0 | 0,030 | -28 | 41,0 |
| 4 | 1800 | 160 | 3,0 | 0,040 | -28 | 46,0 |
| 5 | 1900 | 200 | 1,3 | 0,110 | -30 | 51,0 |
| 6 | 1900 | 200 | 1,3 | 0,090 | -30 | 51,2 |
Claims (2)
1. Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, содержащий соли цинка и кальция, в том числе хлорид кальция, и ингибитор коррозии аминного типа, отличающийся тем, что в качестве солей цинка и кальция он содержит хлорид цинка и нитрат кальция и дополнительно содержит окись цинка или ацетат цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
хлорид цинка 15,3-54,4
хлорид кальция 22,2-42,0
нитрат кальция 22,2-42,0
окись цинка или ацетат цинка 0,3-0,5
ингибитор коррозии аминного типа 0,4-0,7
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит реагент-гидрофобизатор ИВВ-1 в количестве 0,1-0,2% от массы состава.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007149019/03A RU2363717C1 (ru) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007149019/03A RU2363717C1 (ru) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2363717C1 true RU2363717C1 (ru) | 2009-08-10 |
Family
ID=41049560
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007149019/03A RU2363717C1 (ru) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2363717C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737597C1 (ru) * | 2019-06-20 | 2020-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин |
| RU2830850C1 (ru) * | 2023-10-09 | 2024-11-26 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 2100 кг/м3 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
| US4304677A (en) * | 1978-09-05 | 1981-12-08 | The Dow Chemical Company | Method of servicing wellbores |
| RU2061860C1 (ru) * | 1993-07-01 | 1996-06-10 | Петров Николай Александрович | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| RU2291181C1 (ru) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН |
-
2007
- 2007-12-25 RU RU2007149019/03A patent/RU2363717C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4304677A (en) * | 1978-09-05 | 1981-12-08 | The Dow Chemical Company | Method of servicing wellbores |
| US4292183A (en) * | 1978-12-13 | 1981-09-29 | Great Lakes Chemical Corporation | High-density fluid compositions |
| RU2061860C1 (ru) * | 1993-07-01 | 1996-06-10 | Петров Николай Александрович | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине |
| RU2279462C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-10 | Владимир Анатольевич Волков | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
| RU2291181C1 (ru) * | 2005-04-27 | 2007-01-10 | Сергей Александрович Рябоконь | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2737597C1 (ru) * | 2019-06-20 | 2020-12-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин |
| RU2830850C1 (ru) * | 2023-10-09 | 2024-11-26 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 2100 кг/м3 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2019213396C1 (en) | High density aqueous well fluids | |
| WO2018013949A1 (en) | High density clear brine fluids | |
| BR112017010367B1 (pt) | Método para produção de petróleo | |
| EP0695795B1 (en) | Foamed drilling fluids, their process for preparation and the corresponding drilling method | |
| RU2365612C1 (ru) | Состав для приготовления технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| RU2363717C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| US11525080B2 (en) | Crystallization suppressant combinations for high density clear brine fluids | |
| Shende | Dissolution of barite scale using chelating agents | |
| RU2291181C1 (ru) | СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1600 кг/м3 ) ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | |
| ES2875454T3 (es) | Fluidos acuosos de alta densidad para pozos | |
| RU2519019C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин | |
| AU2012304562B2 (en) | Wellbore servicing fluid having hydrophobically modified polymers | |
| RU2423405C1 (ru) | Состав для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью | |
| NO177352B (no) | Fremgangsmåte ved inhibering av kjelestensdannelse | |
| RU2744224C1 (ru) | Утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2813763C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость, состав и способ для её приготовления, способ глушения скважин тяжелой технологической жидкостью | |
| WO2012109023A2 (en) | Method of increasing ph of high-density brines | |
| RU2799300C1 (ru) | Интенсифицирующий состав на основе ПАВ и комплексонов для карбонатных и смешанных коллекторов | |
| WO2019195259A1 (en) | Crystallization suppressant combinations for high density clear brine fluids | |
| RU2846575C1 (ru) | Способ получения жидкой товарной формы кислотной композиции для повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2737597C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин | |
| RU2778752C1 (ru) | Тяжелая жидкость глушения без твердой фазы плотностью до 1450 кг/м3 | |
| WO2016091384A1 (en) | Preparation and use of non-aqueous brines | |
| RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
| Guo et al. | PHASE EQUILIBRIUM IN THE SYSTEM RbCl EuCl 3 HCl (13.44, 22.75 H 2 O AT 298.15 K |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131226 |