RU2184213C1 - Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти - Google Patents
Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184213C1 RU2184213C1 RU2000133148/03A RU2000133148A RU2184213C1 RU 2184213 C1 RU2184213 C1 RU 2184213C1 RU 2000133148/03 A RU2000133148/03 A RU 2000133148/03A RU 2000133148 A RU2000133148 A RU 2000133148A RU 2184213 C1 RU2184213 C1 RU 2184213C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- calculated
- surfactants
- sio
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым составам для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых (АСПВ)веществ в условиях добычи безводной или малообводненной нефти (до 20%) из скважин как с низкими, так и с высокими пластовыми давлениями и при различной температуре. Состав содержит порошкообразное синтетическое моющее средство (СМС), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO2, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO2 в количестве 4 - 65 мас.% и стекло натриевое жидкое каустическое - остальное. Технический результат - эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей - легких, средних и тяжелых, при различных температурах, как высоких, так и низких, повышение экологической безопасности, эффективная подача ингибитора, сокращение трудовых затрат при капитальном ремонте скважин. 5 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым составам для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в условиях добычи безводной или малообводненной нефти (до 20%) из скважин как с низкими, так и с высокими пластовыми давлениями и при различной температуре.
В настоящее время нет достаточно эффективных твердых составов для предотвращения АСПВ, которые были бы пригодны для обработки добываемой безводной или малообводненной нефти (до 20%) и состоящих из дешевых, широко выпускаемых отечественной промышленностью, экологически безопасных ингредиентов.
Большинство известных ингибиторов АСПВ имеют жидкую консистенцию, и их дозировка в добываемую нефть осуществляется специальными дозирующими устройствами.
Известен состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, предотвращающий отложение асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), неорганических солей и коррозию оборудования со следующим содержанием ингредиентов, маc.%:
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 1-4
Ингибитор АСПО твердого состояния - 29-36
Ингибитор коррозии твердого состояния - 12-18
Кубовый остаток производства первичных аминов C17-C20 - Остальное
(см. Патент РФ 1543052, кл. Е 21 В 37/06, 1987 г.).
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 1-4
Ингибитор АСПО твердого состояния - 29-36
Ингибитор коррозии твердого состояния - 12-18
Кубовый остаток производства первичных аминов C17-C20 - Остальное
(см. Патент РФ 1543052, кл. Е 21 В 37/06, 1987 г.).
Данный известный состав имеет твердую консистенцию. В добывающую скважину он подается в перфорированном контейнере. Способ приготовления такого известного состава довольно прост и сводится к обычному перемешиванию указанных ингредиентов.
Основным недостатком указанного известного состава является то, что веществом - носителем ингибиторов направленного действия в известном составе служит кубовый остаток производства первичных аминов C17-C20, имеющий температуру плавления 60-80oС, т. е. при температуре пласта в скважине более 80oС его применение не эффективно, т.к. известный состав оплавляется, разрушается, и составляющие активную основу ингредиенты быстро выносятся с продукцией скважины.
Наиболее близким по технологической сущности к заявляемому составу является состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) при добыче нефти со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:
Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 33,0-45,5
Лигносульфанат технический - 3,9-15,7
Гидроксид аммония - 1,1-8,3
Вода - Остальное
(см. Патент РФ 1806160, кл. С 09 К 3/00, 1991 г.).
Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 33,0-45,5
Лигносульфанат технический - 3,9-15,7
Гидроксид аммония - 1,1-8,3
Вода - Остальное
(см. Патент РФ 1806160, кл. С 09 К 3/00, 1991 г.).
Данный известный состав имеет нетекучую, пастообразную консистенцию и его, так же как состав по аналогу, доставляют в скважину с помощью перфорированного контейнера.
Способ приготовления такого известного состава сводится к тщательному перемешиванию входящих в него ингредиентов.
Основным недостатком указанного известного состава является его нестабильные механико-технологические свойства, а именно, малая механическая прочность при хранении, не более 7 дней. По истечении этого срока, он пересыхает, становится хрупким и рассыпается. Условия нефтедобычи таковы, что с момента приготовления состава для предотвращения АСПО до доставки его на месторождение, загрузки в контейнер и спуска в интервал перфорации добывающей скважины проходит, как правило, более месяца.
Кроме этого, известный состав менее эффективно предотвращает процесс отложения АСПВ и не обеспечивает стабильное предотвращение отложения АСПВ в условиях добычи нефти из пластов с высокой температурой.
Техническая задача, решаемая предлагаемым составом, заключается в повышении степени предотвращения образования АСПВ в скважинах с любым типом нефти, с различным содержанием АСПВ и любой температурой, при одновременном обеспечении стабильных механико-технологических свойств в течение длительного времени и обеспечении экологичности состава.
Поставленная техническая задача достигается составом, содержащим порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на P2O5 и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO2, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiО2, и щелочную добавку - стекло натриевое жидкое каустическое, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанные CMC или ТМС - 4-65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы, предотвращающие процессы отложения АСПВ, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основание сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями " новизны" и "изобретательский уровень".
Указанные CMC или ТМС - 4-65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы, предотвращающие процессы отложения АСПВ, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основание сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями " новизны" и "изобретательский уровень".
Достижение указанного технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному воздействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. За счет ограниченного растворения состава в добываемой нефти происходит его самодозировка в процессе предотвращения АСПО.
Указанный выше заявляемый состав для предотвращения АСПО при добыче нефти готовится простым перемешиванием стекла натриевого жидкого каустического (СНЖК) с указанным моющим средством с последующим формованием в виде цилиндров, шариков, гранул или любой другой формы. Далее предлагаемый состав помещается в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб различного диаметра. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него составом опускается в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше - под насос.
Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают предлагаемый состав. За счет постепенного растворения достигается его постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация в добываемых флюидах.
Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- порошкообразное техническое моющее средство (ТМС) (ТУ 2499-019-04643756 - 96);
- порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC) (ТУ 2381- 007-04643756-94);
- стекло натриевое жидкое каустическое (ТУ 6-18-68-75).
- порошкообразное техническое моющее средство (ТМС) (ТУ 2499-019-04643756 - 96);
- порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC) (ТУ 2381- 007-04643756-94);
- стекло натриевое жидкое каустическое (ТУ 6-18-68-75).
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.
Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 4,7 г ТМС и 5,3 г СНЖК. Смесь перемешивали и формовали в виде круглых палочек. Получали заявляемый состав твердой консистенции, темно-серого цвета со следующими соотношением ингредиентов, мас.%: ТМС - 47; СНЖК - остальное.
Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.
При проведении лабораторных испытаний определяли:
- механико-технологические свойства предлагаемого состава;
- степень растворения заявляемого состава в нефти, попутно добываемой воде и в их смесях;
- возможность его самодозировки;
- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПО.
- механико-технологические свойства предлагаемого состава;
- степень растворения заявляемого состава в нефти, попутно добываемой воде и в их смесях;
- возможность его самодозировки;
- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПО.
Испытания также ставили целью установить граничные и оптимальные значения ингредиентов в заявляемом составе.
Испытания по изменению механико-технологических свойств во времени проводили следующим образом. Готовили заявляемый состав, формовали его в виде круглых палочек и оставляли для наблюдений на 180 суток. На тот же срок оставляли для наблюдений и образец известного по прототипу состава. В результате этих наблюдений установлено, что известный состав разрушился через 7 суток (на 2-й день хранения появились трещины, на 5-й он раскололся на три кусочка, а на 7-й день он раскрошился на более мелкие кусочки). Заявляемый же состав сохранил первоначально приданную форму в течение всего периода наблюдения, т.е. в течение 180 суток.
Испытания по растворимости состава проводили традиционным способом определения степени растворения различных веществ. Он заключается в следующем. Навеску заявляемого состава (1 г) помещали в коническую колбу с флюидами, взятыми в объеме 1 л, закрывали пробкой и устанавливали в прибор для встряхивания колб. Через 1 ч содержимое колбы отфильтровывали под вакуумом через фильтр "синяя лента". Оставшееся на фильтре количество заявляемого состава взвешивали. Количество растворившегося в течение 1 часа заявляемого состава в различных флюидах приведено в таблице 1.
Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что заявляемый состав растворяется в нефти, в воде и в их смесях. Причем, данные, приведенные в таблице 1, свидетельствуют о том, что скорость растворения заявляемого состава в воде больше, чем в нефти.
Далее в ходе лабораторных испытаний определяли защитный эффект предлагаемого состава и предельные и оптимальные соотношения ингредиентов в нем.
Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе обусловлен достижением максимального защитного эффекта.
Эффективность действия заявленного состава определялась следующим образом. Заявляемый состав нарезали на куски 1-3 см3, помещали их в стеклянные цилиндры диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, которая далее, через верхний кран, собиралась в приемник. Таким образом, имитировался процесс прохождения пластовых флюидов через погруженный в цилиндр (скважину) заявляемый состав.
Заявляемый состав, ограниченно растворяясь в нефти и попутно добываемой воде, проявляет свои ингибирующие функции по всему пути движения. Через цилиндр с заявляемым составом пропускали 1000 мл нефти. Таким образом имитировалась подача заявляемого состава в добываемую безводную нефть. Пропускаемая нефть находилась в постоянном движении. Периодически, через каждый час, отбирались пробы вытекаемой из цилиндра нефти в объеме 100 мл. Таким же образом готовились модели добываемых флюидов с различной степенью обводненности.
Определение способности заявляемого состава предотвращать отложение АСПВ проводилось по общепринятой "Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой", НПО "Союзнефтепромхим". - г. Казань, 1987 г.
Согласно этой методике оценку эффективности заявляемого и известного составов для предотвращения АСПО проводили по следующим показателям:
1. По отмыву пленки нефти этим составом.
1. По отмыву пленки нефти этим составом.
2. По величине дисперсии АСПО в среде заявляемого состава.
3. По характеристике свойств АСПВ в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).
Данные, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 2.
Данные таблицы 2 показывают, что эффективность заявляемого состава выше эффективности известного по прототипу.
Так, при исследовании эффективности известного и заявляемого составов на тяжелых нефтях Павловского месторождения (плотность 0,917 г/см3), известный состав отмывает пленку нефти за 60 с только на 70% поверхности, а заявленный за тот же период отмывает пленку нефти почти полностью (на 90% поверхности). Величина дисперсности частиц АСПВ в присутствии известного состава достигает 0,1-5 мм, а в присутствии заявляемого состава все имеющиеся АСПВ имеют дисперсность не более 3 мм, что, естественно, способствует их лучшему удержанию в объеме добываемых флюидов, а не высаживанию на поверхности нефтепромыслового оборудования. Интенсивность налипания в присутствии известного состава доходит до 40%, а в присутствии заявляемого до 10%, т.е. в 4 раза меньше. Величина замазывания поверхности в присутствии известного состава достигает 20%, а в присутствии заявляемого - 5-10%. Такая же, примерно, картина наблюдается и при испытаниях известного и заявляемого составов на средних (Северо-Камское месторождение, верейская залежь, плотность 0,842 г/см3) и легких (Константиновское месторождение, башкирская залежь, плотность 0,812 г/см3) нефтях (см. таблицу 2).
Для проверки сохранения эффективности заявляемого состава в условиях высоких температур после исследования указанных свойств при 20oС, такие же исследования проводились при 98oС. Приведенные в таблице 2 данные свидетельствуют о том, что и при высоких температурах эффективность заявляемого состава выше, чем при 20oС. Известный же по прототипу состав в этих условиях разрушается и быстро выносится потоком нефти.
При исследовании известного и заявляемого составов нефть и вода отбирались после их прохождения через кусочки исследуемых составов. Для определения брали нефть, пластовую воду и асфальтеносмолопарафиновые отложения Константиновского, Павловского и Северо-Камского месторождений. Более подробные характеристики используемых при исследованиях нефтей, попутно добываемых вод и АСПО приведены в таблицах 3-5.
Предложенный состав для обработки добываемой нефти с целью предотвращения АСПВ по сравнению с известным по прототипу составом обладает следующими преимуществами:
- обеспечивает более эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей: легких (плотность 0,804-0,840 г/см3), средних (плотность 0,841-0,880 г/см3), тяжелых (плотность 0,881-0,925 г/см3) с различным содержанием асфальтенов, смол, парафинов, а также при различной температуре: как низкой, так и высокой;
- при приготовлении заявляемого состава используются более дешевые, экологически безопасные ингредиенты, производящиеся в настоящее время на территории России. Все входящие в заявляемый состав ингредиенты имеют четвертый класс опасности, т.е. все они практически безопасны и широко используются в быту. Прототип же содержит ингредиенты, которые имеют следующие классы опасности: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - III класс опасности, лигносульфанат технический - IV класс опасности, гидроксид аммония - II класс опасности.
- обеспечивает более эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей: легких (плотность 0,804-0,840 г/см3), средних (плотность 0,841-0,880 г/см3), тяжелых (плотность 0,881-0,925 г/см3) с различным содержанием асфальтенов, смол, парафинов, а также при различной температуре: как низкой, так и высокой;
- при приготовлении заявляемого состава используются более дешевые, экологически безопасные ингредиенты, производящиеся в настоящее время на территории России. Все входящие в заявляемый состав ингредиенты имеют четвертый класс опасности, т.е. все они практически безопасны и широко используются в быту. Прототип же содержит ингредиенты, которые имеют следующие классы опасности: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - III класс опасности, лигносульфанат технический - IV класс опасности, гидроксид аммония - II класс опасности.
Таким образом, в настоящее время только заявляемый состав способен более эффективно предотвращать образование АСПВ при добыче безводных и малообводненных нефтей в скважинах с любыми температурами. При этом заявляемый состав не содержит опасных ингредиентов.
Заявляемый состав способен ограниченно растворяться в нефти и несколько больше в воде, т.е. при подаче в скважину он работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от отложения АСПВ в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважины.
Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют:
- обеспечить без дополнительных обработок стабильную, своевременную, эффективную подачу ингибитора отложения АСПВ (происходит самодозировка ингибитора);
- предотвращать процесс отложения АСПВ при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любой температурой;
- предотвращать процесс отложения АСПВ с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
- обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от отложения АСПВ по всему пути движения водонефтяного потока.
- обеспечить без дополнительных обработок стабильную, своевременную, эффективную подачу ингибитора отложения АСПВ (происходит самодозировка ингибитора);
- предотвращать процесс отложения АСПВ при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любой температурой;
- предотвращать процесс отложения АСПВ с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
- обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от отложения АСПВ по всему пути движения водонефтяного потока.
Экономический эффект от применения предлагаемого состава для обработки нефти с целью предотвращения отложения АСПВ будет складываться за счет:
- сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению АСПВ;
- повышения текущей нефтеотдачи, т.к. увеличивается межремонтный период работы скважины;
- исключения дополнительных обработок скважин растворителями и тепловых обработок нефтью и водой.
- сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению АСПВ;
- повышения текущей нефтеотдачи, т.к. увеличивается межремонтный период работы скважины;
- исключения дополнительных обработок скважин растворителями и тепловых обработок нефтью и водой.
Claims (1)
- Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти, содержащий смесь поверхностно-активных веществ и щелочную добавку, отличающийся тем, что в качестве смеси поверхностно-активных веществ состав содержит порошкообразное синтетическое моющее средство (СМС), включающее не менее 12 мас. % поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 2 мас. % силиката натрия в пересчете на SiO2, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас. % поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 1,7 мас. % силиката натрия в пересчете на SiO2, а в качестве щелочной добавки - стекло натриевое жидкое каустическое при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Указанные порошкообразные моющие средства - 4 - 65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000133148/03A RU2184213C1 (ru) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000133148/03A RU2184213C1 (ru) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2184213C1 true RU2184213C1 (ru) | 2002-06-27 |
Family
ID=20244230
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000133148/03A RU2184213C1 (ru) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2184213C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006070173A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
WO2006070174A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
RU2604232C2 (ru) * | 2011-10-21 | 2016-12-10 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Охлаждающие композиции |
-
2000
- 2000-12-28 RU RU2000133148/03A patent/RU2184213C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2006070173A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
WO2006070174A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
US7311158B2 (en) | 2004-12-30 | 2007-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
US7392846B2 (en) | 2004-12-30 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
RU2604232C2 (ru) * | 2011-10-21 | 2016-12-10 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Охлаждающие композиции |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
CN103897680B (zh) | 一种油溶性沥青质分散解堵剂 | |
EA026696B1 (ru) | Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) | |
CN104263339A (zh) | 油基钻井液井筒完井清洗液及其制备方法 | |
EP2173831A1 (en) | Well treatment | |
US20160257870A1 (en) | Method and composition for remedial treatment of parafin, asphaltenes, scale and deposits in oil and gas infrastructure and subterranean formations | |
RU2184213C1 (ru) | Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти | |
WO2019010179A1 (en) | COMPOSITIONS FOR INCREASED PETROLEUM RECOVERY | |
CA2819444C (en) | Cold weather compatible crosslinker solution | |
RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2309979C1 (ru) | Моющее средство "пан" для очистки поверхности от органических загрязнений (варианты) и способ его использования для очистки скважин, трубопроводов и емкостей от осадков нефтепродуктов и их отложений | |
CN107513381B (zh) | 一种无固相修井液及其配制方法和使用方法 | |
RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
CA2929095A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
RU2131969C1 (ru) | Состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды | |
RU2237799C2 (ru) | Твердый реагент для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений при добыче и транспорте нефти | |
CN104651825A (zh) | 石油机械零件表面处理方法 | |
RU2625129C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
SU1543052A1 (ru) | Coctab для oбpaбotkи oбboдhehhыx плactobыx флюидob | |
RU2272904C1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки терригенных коллекторов и разглинизации призабойной зоны скважин | |
RU2220999C1 (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти и способ его получения | |
RU2129583C1 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
RU2267006C1 (ru) | Твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ | |
RU2259470C2 (ru) | Состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти | |
RU2244805C1 (ru) | Твердый состав для предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа при добыче и транспорте нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 18-2002 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101229 |