RU2386666C1 - Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов - Google Patents
Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386666C1 RU2386666C1 RU2008138010/03A RU2008138010A RU2386666C1 RU 2386666 C1 RU2386666 C1 RU 2386666C1 RU 2008138010/03 A RU2008138010/03 A RU 2008138010/03A RU 2008138010 A RU2008138010 A RU 2008138010A RU 2386666 C1 RU2386666 C1 RU 2386666C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- acid
- reagent
- neonol
- rock
- Prior art date
Links
Landscapes
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта. Кислотный состав включает, мас.%: ингибированная соляная кислота 9,0-15,0, фторсодержащий реагент - фтористо-водородная кислота или бифторид аммония, или фторид аммония 4,0-7,4, органический растворитель - полиэтиленгиколь-4 или «Реагент-Гликойл» 5,0-30,0, поверхностно-активное вещество Неонол АФ9-12 0,1-0,2, вода остальное. Технический результат - создание состава для обработки терригенного пласта, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при пластовой температуре для увеличения охвата пласта обработкой и снижения опасности образования осадков, а также более низким значением поверхностного натяжения на границе с углеводородами и низкой скоростью коррозии, совместимостью с ингибиторами коррозии, введенными в товарную кислоту, а также не образующего эмульсий на контакте с нефтью и углеводородами. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта.
Известно, что кислотные составы, содержащие органические растворители, обладают свойством выравнивать скорость реакции в пласте: замедлять скорость реакции в водонасыщенных пропластках и ускорять их в нефтенасыщенных пропластках за счет нефтеотмывающих свойств этих растворителей.
Известен состав для обработки призабойной зоны скважин, который включает, мас.%: водный раствор соляной кислоты 10-18, водный раствор фтористо-водородной кислоты 1,5-5,0, органический растворитель - остальное, причем в качестве органического растворителя состав содержит смесь предельных углеводородов алканового ряда и ароматических углеводородов [1].
Недостатками известного состава являются низкая эффективность воздействия на низкопроницаемые коллекторы, так как используемые в кислотном составе растворители незначительно улучшают условия фильтрации в пласт для кислотного состава, несущественно замедляют скорость реакции кислот с породой при температурах от 70°С и выше и не позволяют эффективно удалять из обработанной зоны продукты реакции кислоты с породой.
Известно также использование в глинокислотном составе в качестве растворителя бутилцеллозольва [2].
Недостатками известного состава являются применение в качестве компонентов кислотного состава дорогих и дефицитных реагентов, широко используемых в химических синтезах, а также недостаточное замедление скорости реакции кислотного состава с породой.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому составу является кислотный состав для обработки терригенных коллекторов следующего компонентного состава, мас.%: ингибированная соляная кислота 8,0-15,0, фторсодержащий реагент - плавиковая кислота или бифторид аммония, или фторид аммония 1,5-10,0, борная кислота 1,0-3,0, «Алкилфосфат-Химеко» или «Эфирокс-7», или «Фосфол-10» 0,5-2,0, изопропиловый спирт 5,0-10,0, пресная вода остальное [3].
Недостатком известного состава является то, что данный состав образует эмульсии на контакте с нефтью и углеводородами.
Задачей настоящего технического решения является создание состава для обработки терригенного пласта, обладающего замедленной скоростью реакции с породой при пластовой температуре для увеличения охвата пласта обработкой и снижения опасности образования осадков, а также более низким значением поверхностного натяжения на границе с углеводородами и низкой скоростью коррозии, совместимостью с ингибиторами коррозии, введенными в товарную кислоту, а также не образующего эмульсий на контакте с нефтью и углеводородами, что позволит увеличить эффективность кислотной обработки с его применением, а также расширить ассортимент кислотных составов для обработки призабойной зоны низкопроницаемых терригенных пластов и утилизировать крупнотоннажный отход производства.
Поставленная задача решается тем, что кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, фторсодержащий реагент - фтористо-водородную кислоту или бифторид аммония, или фторид аммония, органический растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве органического растворителя полиэтиленгликоль-4 или «Реагент-Гликойл», в качестве ПАВ - Неонол АФ9-12 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Ингибированная соляная кислота | 9,0-15,0, |
| Указанный фторсодержащий реагент | 4,0-7,4, |
| Полиэтиленгликоль-4 или «Реагент-Гликойл» | 5,0-30,0, |
| Неонол АФ9-12 | 0,1-0,2, |
| Вода | - остальное. |
Данный состав представляет собой хорошо фильтрующуюся в пористую среду гомогенную систему, которая не только хорошо очищает призабойную зону пласта от отложений солей и остатков буровых растворов, но и создает новые каналы фильтрации, сохраняет в пластовых условиях после нейтрализации высокие нефтевытесняющие свойства. В отличие от известного, предлагаемый состав содержит низшие полимеры окиси этилена и пропилена с этиленгликолем (ПЭГ-4) или отходы, их содержащие, - смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с блоксополимерами окисей этилена и пропилена («Реагент-Гликойл»). Новая совокупность приведенных существенных признаков заявляемого технического решения позволяет получить новый, более высокий технический результат, выражающийся в улучшении технологических свойств состава за счет его гомогенности, эффективного замедления скорости реакции с породой даже при высоких температурах, увеличения проницаемости по нефти после обработки, и, как следствие, повышение проникающей способности кислотного состава, а также удаление спирторастворимых асфальтенов, смол, связанной воды, удаление продуктов реакции из породы.
Все реагенты, используемые в заявляемом составе, выпускаются отечественной промышленностью.
1. Кислота соляная ингибированная, содержащая 24,0 мас.% HCl, выпускается по ТУ 2122-131-05807960-97.
2. Кислота фтористо-водородная, содержащая 50,0 мас.% HF, выпускается по ТУ 48-5-184-78.
3. Бифторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97,0 мас.% основного вещества, выпускается по ТУ 113-08-544-83.
4. Фторид аммония - порошок белого цвета, содержащий 97,0 мас.% основного вещества, выпускается по ГОСТ 4518-75.
5. Низший полимер - полиэтиленгликоль-4 (ПЭГ-4) представляет собой полимер окиси этилена с этиленгликолем. Средняя молекулярная масса - 200, выпускается по ТУ 6-13-115-97.
6. Реагент-Гликойл - смесь кубовых продуктов производства этиленгликоля и моноэфиров гликолей с блоксополимерами окисей этилена и пропилена (отходы ПЭГ), выпускаются по ТУ 2422-130-05766801-2003, свойства которых приведены в таблице 1.
7. НПАВ-Неонол АФ9-12 - моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, оксиэтилированные, выпускаются по ТУ 38-507-63-171-91.
Бифторид аммония или фторид аммония может использоваться в предлагаемых составах с 23,0-30,0 мас.% концентрацией растворителя для получения кислотного раствора без разбавления пресной водой.
Полиэтиленгликоль-4 применяется в качестве термостойкого растворителя для промывки фильер в производстве полиэфирных волокон.
Реагент-Гликойл предназначен для использования в качестве пеногасителя водных систем, применяемых в нефтегазодобывающей промышленности, присадки к буровым растворам и в микробиологических процессах производства дрожжей.
Введение НПАВ - Неонола АФ9-12 в предлагаемом растворителе в кислотный состав способствует значительному снижению межфазного натяжения границы раздела кислотный состав - пластовая среда и, как следствие, повышению продуктивности пласта, а также более быстрому извлечению отработанных кислотных растворов и продуктов реакции.
Для сравнительной оценки эффективности действия готовили составы согласно изобретению.
Содержание компонентов в кислотных составах представлено в таблице 2.
Примеры приготовления кислотных составов.
Пример 1. В тефлоновом стакане на 250 мл в 22,4 мл пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно растворили 62,5 г 24%-ного раствора HCl, 10,0 г 50%-ного раствора HF, 5,0 г растворителя - «Реагента-Гликойл» и 0,1 г НПАВ Неонол АФ9-12. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 15,0; HF - 5,0; НПАВ Неонол АФ9-12 - 0,1; «Реагент-Гликойл» - 5,0; вода - остальное (состав №1).
Пример 2. В тефлоновом стакане на 250 мл взяли навеску 69,5 г 24%-ного раствора HCl, 7,4 г NH4F, 23,0 г растворителя - «Реагента-Гликойл» и 0,1 г НПАВ Неонол АФ9-12. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 9,0; HF - 4,0; НПАВ Неонол АФ9-12 - 0,1; «Реагент-Гликойл» - 23,0; вода - остальное (состав №3). В результате взаимодействия NH4F с HCl концентрация HCl уменьшается и образуется HF, вода в состав не вводится.
Пример 3. В тефлоновом стакане на 250 мл взяли навеску 64,2 г 24%-ного раствора HCl, 5,7 г NH4F·HF, 30,0 г растворителя - «Реагента-Гликойл» и 0,1 г НПАВ Неонол АФ9-12. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 12,8; HF - 4,0; НПАВ - 0,1 Неонол АФ9-12; «Реагент-Гликойл» - 30; вода - остальное (состав №4). В результате взаимодействия NH4F·HF с HCl концентрация HCl уменьшается и образуется HF, вода в состав не вводится.
Пример 4. В тефлоновом стакане на 250 мл в 22,3 мл пресной воды при перемешивании пластмассовой палочкой последовательно растворили 62,5 г 24%-ного раствора HCl, 10,0 г 50%-ного раствора HF, 5,0 г растворителя ПЭГ-4 и 0,2 г НПАВ Неонол АФ9-12. После перемешивания в течение 5-10 минут получили состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: HCl - 15,0; HF - 5,0; ПЭГ-4 - 5,0; НПАВ Неонол АФ9-12 - 0,2; вода - остальное (состав №5).
Аналогично были приготовлены составы №№2, 6-8 таблицы 2.
В лабораторных условиях определяли следующие свойства предлагаемого состава: способность предлагаемого состава предотвращать образование эмульсий, поверхностное натяжение на границе предлагаемый состав - углеводород; скорость растворения терригенных пород при температуре 15-20°С для месторождений Урало-Поволжского региона и 80°С, характерной для большинства месторождений Западной Сибири.
Способность предлагаемых составов предотвращать образование эмульсий с углеводородами определяли по объему водной и углеводородной фазы после встряхивания равных объемов углеводорода и кислотного состава в градуированной бутылке с последующей выдержкой при температуре, равной температуре пласта в течение 24 часов. В опытах использовали нефть Арланского месторождения ОАО «Башнефть», скв.786. Для сравнения был проведен аналогичный эксперимент с глинокислотой состава 5% HF+15% HCl. Результаты приведены в таблице 3.
Межфазное натяжение на границе с углеводородом (керосином) определяли в полученных составах при помощи сталагмометра по методике, изложенной в РД 39-1-199-79, 1979, г.Уфа, с.15-17. Предлагаемый состав обладает значительно более низкими значениями межфазного натяжения на границе с керосином (3-0,3 м/Нм).
Скорость коррозии стали определяли по общепринятой методике по потере массы пластин из стали марки Ст.08 КП после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом кислотном составе при 20°С. Скорость коррозии стали в предлагаемом составе составила 0,27 г/м2 час. Предлагаемый состав обладает низкой коррозионной активностью.
Растворяющую способность предлагаемого кислотного состава и состава по прототипу по отношению к терригенной породе исследовали на примере растворения глины и аргиллита. Из пород, слагающих песчаники, относительно высокая скорость реакции фтористо-водородной кислоты с глиной и низкая - с кварцем. Растворение глины проводили при температуре 20°С. В опытах при 80°С использовали аргиллит Приобского месторождения. Подготовка породы к опытам заключалась в выделении определенной фракции (менее 0,1 мм), определении содержания влаги и карбонатов.
Для проведения испытаний по растворению породы брали навески породы по 3,0 г, доведенные до постоянного веса при температуре 105°С и взвешенные с точностью до четвертого знака. Количество испытуемого раствора составляло 50 мл. Испытуемый раствор наливали в тефлоновый стакан объемом 100 мл и выдерживали в термостате при температуре опыта в течение 15 минут, после этого в него помещали подготовленную навеску породы на заданное время. По истечении заданного времени оставшуюся породу отфильтровывали, промывали дистиллированной водой до отсутствия хлоридов в промывных водах, сушили до постоянного веса и взвешивали. В фильтрате определяли титрованием концентрации фтористо-водородной и соляной кислот.
Растворимость породы (%) рассчитывали по формуле:
P=(m1-m2)*100%/m1,
где m1 - масса породы до опыта, г;
m2 - масса породы после опыта, г.
Полученные экспериментальные данные по растворению глины в глинокислотных составах с различной концентрацией фтористо-водородной кислоты позволили определить, что при 1,9%-ной концентрации HF реакция с глиной практически не идет, поэтому расчетное максимальное торможение реакции HF составляет 31% для исходной концентрации, равной 4,0%, и 45% для исходной концентрации HF, равной 5,0%.
Для анализа экспериментальных данных и оценки эффективности введенных в кислотный состав реагентов приняты следующие параметры.
ΔV0 - торможение скорости реакции фтористо-водородной кислоты в начальный период реакции при вводе реагента в кислотный состав, %. Торможение скорости реакции - это уменьшение скорости реакции фтористо-водородной кислоты при вводе замедлителя в состав относительно скорости реакции фтористо-водородной кислоты без него, выраженное в %.
ΔV - торможение скорости реакции фтористо-водородной кислоты в заключительный период реакции при вводе реагента в кислотный состав, % (время реакции при температуре 20°С - 6 часов, при температуре 80°С - 3 часа).
ΔР - изменение растворимости породы при вводе замедлителя в кислотный состав относительно растворимости породы в кислотном составе без него, выраженное в %, причем со знаком (+) - увеличение и со знаком (-) - уменьшение растворимости. Интервал изменения растворимости соответствует изменению в начальный момент реакции и в его заключительный период.
Результаты испытаний заявляемого и известного состава, взятого за прототип, представлены в таблице 4. Из представленных данных следует, что предлагаемый состав обладает более низкой скоростью взаимодействия с терригенной породой, скорость взаимодействия при температуре 20°С с глиной снижается на 72,9-100% от максимально возможного, в то время как в известном составе замедление реакции HF происходит лишь на 12,2% от максимально возможного.
Результаты испытаний показывают, что при температуре 20°С оптимальным является концентрация растворителя в кислотном составе, равная 30 мас.%, где торможение составляет 72,9-100% от максимально возможного. Концентрация выше 30 мас.% экономически невыгодна.
Результаты испытаний при температуре 80°С показывают преимущества предлагаемого состава по сравнению с известным. Замедление скорости фтористо-водородной кислоты в предлагаемых составах наблюдается при всех концентрациях растворителя (5-23 мас.%). Максимальное замедление достигается при 23 мас.% концентрации и составляет 89% от максимально возможного.
Приведенные результаты исследований кислотных композиций однозначно свидетельствуют о значительном улучшении их технологических характеристик.
Источники информации
1. Патент РФ №2199661, Е21В 43/27, опубликован 27.02.2003 - аналог.
2. Патент РФ №2213216, Е21В 43/27, опубликован 07.09.2003 - аналог.
3. Патент РФ №2244816, Е21В 43/27, опубликован 20.01.2005 - прототип.
| Таблица 1. | ||||||||||||
| № п/п | Наименование показателя | Норма | Метод испытания | |||||||||
| 1 | Внешний вид | Подвижная жидкость темного цвета | По 4.2 ТУ | |||||||||
| 2 | Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | По ГОСТ 14870, раздел 2 | |||||||||
| 3 | Плотность при 20°С, г/см3, не более | 1,15 | ГОСТ 18995.1, раздел 1 | |||||||||
| 4 | Вязкость динамическая при температуре 25°С, сСт (мм2/с), в пределах | 30,0-65,0 | ГОСТ 33 | |||||||||
| 5 | Температура застывания, °С, не выше | Минус 30 | ГОСТ 20287 п.2 | |||||||||
| Таблица 2. | ||||||||||||
| Содержание компонентов в составах. | ||||||||||||
| № состава | Состав, мас.% | |||||||||||
| HCl | HF | NH4F | NH4F HF |
органический растворитель | НПАВ АФ9-12 |
вода | ||||||
| ПЭГ-4 | гликойл | |||||||||||
| 1 | 15,0 | 5,0 | - | - | - | 5 | 0,1 | остальное | ||||
| 2 | 15,0 | 4,0 | - | - | - | 10 | 0,1 | остальное | ||||
| 3 | 9,0 | - | 7,4 | - | - | 23 | 0,1 | остальное | ||||
| 4 | 12,8 | - | - | 5,7 | - | 30 | 0,1 | остальное | ||||
| 5 | 15,0 | 5,0 | - | - | 5 | - | 0,2 | остальное | ||||
| 6 | 15,0 | 4,0 | - | - | 10 | - | 0,2 | остальное | ||||
| 7 | 9,0 | - | 7,4 | - | 23 | - | 0,2 | остальное | ||||
| 8 | 12,8 | - | - | 5,7 | 30 | - | 0,2 | остальное | ||||
| Таблица 3. | |
| Стабильность нефтекислотных эмульсий. | |
| № состава | Количество отделившегося из эмульсии кислотного состава, % |
| 1-8 | 100,0 |
| прототип | 63,4 |
| глинокислота | 52,0 |
| Таблица 4. | |||||||||
| Эффективность кислотных составов. | |||||||||
| № состава | Содержание органического растворителя, мас.% | 20°С | 80°С | ||||||
| ΔV0, % | ΔV, % | ΔР, % | % от мах | ΔV0,% | ΔV, % | ΔР, % | % от мах | ||
| 1 | 5 | 0 | 0 | 0 | 14,0 | 6,0 | +(22-5) | 31,0 | |
| 2 | 10 | 0 | 8,5 | -8,5 | 10,0 | 6,0 | +(22-5) | 22,0 | |
| 3 | 23 | 3,8 | 0 | +10,2 | 12,2 | 40,0 | 5,7 | +10,0 | 89,0 |
| 4 | 30 | 22,6 | 25,4 | 72,9 | |||||
| 5 | 5 | 0 | 0 | 0 | 7,7 | 5,7 | +(24-10) | 17,0 | |
| 6 | 10 | 0 | 8,5 | -8,5 | 11,5 | 9,4 | +(28-10) | 25,6 | |
| 7 | 23 | 0 | 0 | +4,6 | 30,8 | 24,5 | +(22-5) | 68,4 | |
| 8 | 30 | 32,7 | 35,5 | +3,4 | 100 | ||||
| 9 | 10 | 0 | 10,2 | -5,3 | 10,5 | - | - | - | - |
| (прототип) | |||||||||
Claims (1)
- Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту, фторсодержащий реагент - фтористо-водородную кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония, органический растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве органического растворителя полиэтиленгликоль-4 или «Реагент-Гликойл», в качестве ПАВ - Неонол АФ9-12 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ингибированная соляная кислота 9,0-15,0 Указанный фторсодержащий реагент 4,0-7,4 Полиэтиленгиколь - 4 или «Реагент-Гликойл» 5,0-30,0 Неонол АФ9-12 0,1-0,2 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138010/03A RU2386666C1 (ru) | 2008-09-23 | 2008-09-23 | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138010/03A RU2386666C1 (ru) | 2008-09-23 | 2008-09-23 | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386666C1 true RU2386666C1 (ru) | 2010-04-20 |
Family
ID=46275155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008138010/03A RU2386666C1 (ru) | 2008-09-23 | 2008-09-23 | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386666C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721200C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
| RU2726089C1 (ru) * | 2019-11-28 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа |
-
2008
- 2008-09-23 RU RU2008138010/03A patent/RU2386666C1/ru active IP Right Revival
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726089C1 (ru) * | 2019-11-28 | 2020-07-09 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа |
| RU2721200C1 (ru) * | 2019-12-09 | 2020-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ термохимической обработки нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2010292168B2 (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| CA1108190A (en) | Heteric/block polyoxyalkylene compounds as crude oil demulsifiers | |
| RU2572401C2 (ru) | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| US7041707B2 (en) | Polyether polyesters having anionic functionality | |
| RU2386666C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2100587C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2495075C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
| RU2723768C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2386803C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны терригенного коллектора | |
| RU2242605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2744899C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов (варианты) | |
| RU2325428C2 (ru) | Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, образующегося в процессе обезвоживания нефти | |
| RU2459853C2 (ru) | Добавки для извлечения нефти из нефтяных пластов | |
| RU2383577C1 (ru) | Состав для удаления солеотложений в скважине | |
| RU2244816C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2549538C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| CA1152851A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising a polyether polyol | |
| CN104140846A (zh) | 一种原油破乳剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100924 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140924 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150820 |