RU2398003C1 - Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum - Google Patents
Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum Download PDFInfo
- Publication number
- RU2398003C1 RU2398003C1 RU2008146921/03A RU2008146921A RU2398003C1 RU 2398003 C1 RU2398003 C1 RU 2398003C1 RU 2008146921/03 A RU2008146921/03 A RU 2008146921/03A RU 2008146921 A RU2008146921 A RU 2008146921A RU 2398003 C1 RU2398003 C1 RU 2398003C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mutual solvent
- aliphatic
- alcohols
- esters
- stratum
- Prior art date
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- -1 nitrogen-containing compound Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 125000005360 alkyl sulfoxide group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- RXKJFZQQPQGTFL-UHFFFAOYSA-N dihydroxyacetone Chemical compound OCC(=O)CO RXKJFZQQPQGTFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims abstract description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 150000004292 cyclic ethers Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005185 salting out Methods 0.000 abstract description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000009938 salting Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- FDPIMTJIUBPUKL-UHFFFAOYSA-N pentan-3-one Chemical compound CCC(=O)CC FDPIMTJIUBPUKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229960001760 dimethyl sulfoxide Drugs 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 4
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BSKHPKMHTQYZBB-UHFFFAOYSA-N 2-methylpyridine Chemical compound CC1=CC=CC=N1 BSKHPKMHTQYZBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 3
- HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N cyclohexanol Chemical compound OC1CCCCC1 HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N dimethyl-hexane Natural products CCCCCC(C)C JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OISVCGZHLKNMSJ-UHFFFAOYSA-N 2,6-dimethylpyridine Chemical compound CC1=CC=CC(C)=N1 OISVCGZHLKNMSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- ZKCAGDPACLOVBN-UHFFFAOYSA-N 2-(2-ethylbutoxy)ethanol Chemical compound CCC(CC)COCCO ZKCAGDPACLOVBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FOYWCEUVVIHJKD-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-5-(1h-pyrazol-5-yl)pyridine Chemical compound C1=NC(C)=CC=C1C1=CC=NN1 FOYWCEUVVIHJKD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- CCAFPWNGIUBUSD-UHFFFAOYSA-N diethyl sulfoxide Chemical compound CCS(=O)CC CCAFPWNGIUBUSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000005594 diketone group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- HPYNZHMRTTWQTB-UHFFFAOYSA-N dimethylpyridine Natural products CC1=CC=CN=C1C HPYNZHMRTTWQTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MVDYEFQVZNBPPH-UHFFFAOYSA-N pentane-2,3,4-trione Chemical class CC(=O)C(=O)C(C)=O MVDYEFQVZNBPPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к нефтедобыче, а именно к взаимному растворителю, предназначенному для повышения продуктивности добывающих скважин при кислотных, щелочных и других видах обработок, например при задавке ингибитора солеотложения в пласт.The present invention relates to oil production, and in particular to a mutual solvent, designed to increase the productivity of production wells during acidic, alkaline and other types of treatments, for example when crushing a scale inhibitor.
Взаимные растворители - это соединения, обладающие широким диапазоном растворимости как в нефтяной, так и в водной фазах. Взаимные растворители снижают поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов, предотвращая образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.Mutual solvents are compounds that have a wide solubility range in both the oil and water phases. Mutual solvents reduce the surface tension of aqueous solutions at the border with hydrocarbons to zero, which contributes to the creation of a homogeneous system in contact and mixing of reservoir and injected fluids, preventing the formation of emulsions that block filtration channels.
При кислотных обработках взаимный растворитель снижает активность кислоты, способствуя снижению скорости взаимодействия кислоты с породой, увеличивая тем самым глубину обрабатываемой зоны и замедляя вторичное осадкогелеобразование продуктов реакции.In acid treatments, a mutual solvent reduces the activity of the acid, helping to reduce the rate of interaction of the acid with the rock, thereby increasing the depth of the treated zone and slowing down the secondary precipitation of the reaction products.
Использование взаимного растворителя в обработках скважин для предотвращения солеотложения позволяет очищать обрабатываемые поры и каналы фильтрации от пластовой воды и нефти, удалять с поверхности породы рыхлосвязанную воду и пленку нефти, увеличивая тем самым площадь поверхности, контактирующей с ингибитором солеотложения, обеспечивая подготовку пласта для более высокой сорбции ингибитора на породе пласта с последующей медленной и полной его десорбцией.The use of a mutual solvent in well treatments to prevent scaling allows you to clean the treated pores and filtration channels from formation water and oil, remove loose water and a film of oil from the rock surface, thereby increasing the surface area in contact with the scaling inhibitor, ensuring the formation is prepared for higher sorption inhibitor on the formation rock followed by its slow and complete desorption.
В способе обработки призабойной зоны пласта, описанном в патенте РФ №2211325, опубл. 27.08.2003, Кл. Е21В 43/27, в качестве взаимного растворителя используют простые эфиры гликолей - бутилцеллозольв, этилцеллозольв, а также диоксан, диметиловый эфир этиленгликоля, метиловый эфир пропиленгликоля и др.In the method of processing bottom-hole formation zone described in RF patent No. 2211325, publ. 08.27.2003, Cl. ЕВВ 43/27, glycol ethers - butyl cellosolve, ethyl cellosolve, as well as dioxane, ethylene glycol dimethyl ether, propylene glycol methyl ether, etc. are used as a mutual solvent.
Применяемый на нефтяных промыслах взаимный растворитель фирмы Baker Petrolite марки WAW85202 (http://logichem.netpower.no/datasheet.aspx?iId=32610&iDepId=7), содержащий 60-100% 2-бутоксиэтанола (бутилцеллозольва), достаточно дорог и, кроме того, обладает пониженной совместимостью с продавочной жидкостью и пластовой водой, содержащей значительное количество ионов кальция.The Baker Petrolite WAW85202 mutual solvent used in the oil fields (http://logichem.netpower.no/datasheet.aspx?iId=32610&iDepId=7), containing 60-100% 2-butoxyethanol (butyl cellosolve), is quite expensive and, in addition to Moreover, it has reduced compatibility with vending fluid and produced water containing a significant amount of calcium ions.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому (прототипом) является взаимный растворитель, описанный в способе обработки призабойной зоны пласта, в котором в качестве взаимного растворителя используется бутилцеллозольв или его смесь с изопропиловым спиртом (Пат. России №2187634, опубл. 20.08.2002, кл. Е21В 43/27).The closest in technical essence to the claimed (prototype) is a mutual solvent described in the method for processing the bottomhole formation zone, in which butyl cellosolve or its mixture with isopropyl alcohol is used as a mutual solvent (Pat. Of Russia No. 2187634, publ. 08.20.2002, cl .E21B 43/27).
Недостатком известного взаимного растворителя является незначительный интервал взаимной совместимости растворителя с водной и нефтяной фазой, а также несовместимость взаимного растворителя с продавочной жидкостью и насыщенной солями пластовой водой. А, как известно, главным достоинством взаимного растворителя является его способность одинаково хорошо смешиваться как с водной, так и нефтяной фазами.A disadvantage of the known mutual solvent is the insignificant range of mutual compatibility of the solvent with the aqueous and oil phases, as well as the incompatibility of the mutual solvent with the displacement fluid and brine saturated with salts. And, as you know, the main advantage of a mutual solvent is its ability to mix equally well with both aqueous and oil phases.
Стоит задача получения эффективного взаимного растворителя с широким диапазоном совместимости с водной и нефтяной фазами, обладающего низкой высаливающей способностью.The task is to obtain an effective mutual solvent with a wide range of compatibility with the aqueous and oil phases, which has a low salting out ability.
Указанная задача решается тем, что взаимный растворитель для обработки призабойной зоны пласта, содержащий эфиры и спирты, согласно изобретению дополнительно содержит алифатический кетон, азотсодержащее соединение или алкилсульфоксид при следующем соотношении компонентов, об.%:This problem is solved in that the mutual solvent for treating the bottom of the formation, containing esters and alcohols, according to the invention additionally contains an aliphatic ketone, nitrogen-containing compound or alkyl sulfoxide in the following ratio of components, vol.%:
Причем, в качестве эфиров содержит алифатический и циклический эфир, в качестве спиртов - циклический и/или алифатический спирт, а в качестве алифатического спирта - алифатический моно- и/или полиспирт.Moreover, it contains aliphatic and cyclic ether as esters, cyclic and / or aliphatic alcohol as alcohols, and aliphatic mono- and / or polyalcohol as aliphatic alcohol.
Все компоненты заявляемого состава выпускаются отечественной промышленностью.All components of the claimed composition are produced by domestic industry.
В качестве алифатических и циклических спиртов выбраны метанол или этанол, или пропанолы, или бутанолы, или полигликоли, или циклогексанол.Methanol or ethanol, or propanol, or butanol, or polyglycols, or cyclohexanol are selected as aliphatic and cyclic alcohols.
В качестве алифатических эфиров выступает метил-, этил-бутилцеллозольвы, циклических эфиров - диоксан.Aliphatic esters are methyl-, ethyl-butyl cellosolve, and cyclic ethers are dioxane.
В качестве алифатических кетонов используют ацетон, диэтилкетон, метилэтилкетон, дикетоны, ацетилкетоны.As aliphatic ketones, acetone, diethyl ketone, methyl ethyl ketone, diketones, acetyl ketones are used.
В качестве азотсодержащих соединений применяют пиридин, пиколиновые и лутидиновые фракции и их индивидуальные компоненты, алкиламины и их амиды.Pyridine, picoline and lutidine fractions and their individual components, alkyl amines and their amides are used as nitrogen-containing compounds.
В качестве серосодержащего соединения выступает диметил- и диэтилсульфоксид.The sulfur-containing compound is dimethyl and diethyl sulfoxide.
Для подтверждения возможности осуществления данного технического решения были изготовлены предлагаемые составы и измерены их характеристики в сравнении с известными. Результаты испытаний представлены в таблице.To confirm the feasibility of implementing this technical solution, the proposed compositions were made and their characteristics measured in comparison with the known ones. The test results are presented in the table.
Пример 1. Для приготовления состава в реакторе с мешалкой при комнатной температуре и атмосферном давлении в течение 0,5 часа смешивали 8 мл полигликоля, 24 мл метанола, 38 мл этилцеллозольва и 30 мл пиколина. Совместимость взаимного растворителя с 2%-ным раствором хлористого натрия проверяли путем прикапывания взаимного растворителя к 2 мл раствора хлористого натрия до появления мути.Example 1. To prepare the composition in a reactor with a stirrer at room temperature and atmospheric pressure for 0.5 hours, 8 ml of polyglycol, 24 ml of methanol, 38 ml of ethyl cellosolve and 30 ml of picoline were mixed. The compatibility of the mutual solvent with a 2% sodium chloride solution was checked by dropping the mutual solvent in 2 ml of sodium chloride solution until turbidity appeared.
Совместимость с изооктаном, имитирующим нефть, определяли также путем прикапывания раствора взаимного растворителя к 2 мл изооктана.Compatibility with isooctane simulating oil was also determined by dropping a solution of a mutual solvent to 2 ml of isooctane.
Аналогично получены и проверены на совместимость с раствором хлористого натрия и изооктаном другие образцы взаимного растворителя, результаты приведены в таблице.Other samples of the mutual solvent were obtained and tested for compatibility with a solution of sodium chloride and isooctane, the results are shown in the table.
Как показывают результаты таблицы (например, образцы 8, 9, 10, 12) путем подбора и совмещения нескольких компонентов удается по эффективности взаимного растворителя не только достичь результатов прототипа, но и превзойти их с одновременным снижением стоимости реагента.As the results of the table show (for example, samples 8, 9, 10, 12) by selecting and combining several components, it is possible by the efficiency of the mutual solvent not only to achieve the results of the prototype, but also to surpass them while reducing the cost of the reagent.
Таким образом, заявляемый взаимный растворитель эффективен, имеет широкий диапазон совместимости с водной и нефтяной фазами, обладает низкой высаливающей способностью, при одновременном снижении стоимости, что в конечном итоге позволит снизить себестоимость добываемой нефти.Thus, the inventive mutual solvent is effective, has a wide range of compatibility with the water and oil phases, has a low salting out ability, while reducing cost, which ultimately will reduce the cost of produced oil.
-номisoocta
-nom
метанол 24polyglycol, 8
methanol 24
метанол 20polyglycol, 30
methanol 20
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008146921/03A RU2398003C1 (en) | 2008-11-27 | 2008-11-27 | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008146921/03A RU2398003C1 (en) | 2008-11-27 | 2008-11-27 | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008146921A RU2008146921A (en) | 2010-06-10 |
| RU2398003C1 true RU2398003C1 (en) | 2010-08-27 |
Family
ID=42681082
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008146921/03A RU2398003C1 (en) | 2008-11-27 | 2008-11-27 | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2398003C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| US4342657A (en) * | 1979-10-05 | 1982-08-03 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
| SU1538585A1 (en) * | 1985-04-30 | 1999-04-20 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS |
| RU2163667C2 (en) * | 1997-10-16 | 2001-02-27 | Ваккер-Хеми ГмбХ | Process of treatment of water-carrying wells in gas fields and of wells of underground gas storages |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
| RU2211325C1 (en) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of treatment of bottomhole formation zone |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
-
2008
- 2008-11-27 RU RU2008146921/03A patent/RU2398003C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| US4342657A (en) * | 1979-10-05 | 1982-08-03 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
| SU1538585A1 (en) * | 1985-04-30 | 1999-04-20 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS |
| RU2163667C2 (en) * | 1997-10-16 | 2001-02-27 | Ваккер-Хеми ГмбХ | Process of treatment of water-carrying wells in gas fields and of wells of underground gas storages |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
| RU2211325C1 (en) * | 2002-09-12 | 2003-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of treatment of bottomhole formation zone |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008146921A (en) | 2010-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Lambelet et al. | Neodymium isotopic composition and concentration in the western North Atlantic Ocean: Results from the GEOTRACES GA02 section | |
| Almeida et al. | Ionic liquids as additives to enhance the extraction of antioxidants in aqueous two-phase systems | |
| Shaw et al. | Synergistic properties of phosphonate and polymeric scale-inhibitor blends for barium sulfate scale inhibition | |
| RU2742232C2 (en) | Sulfosuccinate surface-active mixtures and methods for use thereof | |
| AU2011329885A1 (en) | Foamers for downhole injection | |
| RU2690986C2 (en) | Extraction of oil using surfactants when using esters of sulphonate and alcohol and cationic surfactants | |
| Nemati-Kande et al. | Salting-out effect of sodium, potassium, carbonate, sulfite, tartrate and thiosulfate ions on aqueous mixtures of acetonitrile or 1-methyl-2-pyrrolidone: A liquid–liquid equilibrium study | |
| RU2398003C1 (en) | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum | |
| Magham et al. | Investigation of the Passiflora Plant as a Promising Natural Surfactant for Enhanced Oil Recovery: Insights into Crude Oil–Water–Rock Interaction | |
| RU2717012C1 (en) | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation | |
| EA017686B1 (en) | A method of stabilizing an aldehyde | |
| RU2257467C1 (en) | Solid base of composition for acid treatment of critical area of formation | |
| BR102015029471A2 (en) | Twin zwitterionic liquids, process for obtaining twin zwitterionic liquids, and method for increasing oil recovery in intensified petroleum recovery processes | |
| RU2203304C2 (en) | Well killing fluid | |
| RU2717860C1 (en) | Composition for elimination of hydrate plugs | |
| RU2460753C1 (en) | Fluid for well killing | |
| WO2015173052A1 (en) | Aminosulphonate foam stabilizers | |
| RU2417955C1 (en) | Composition for preventing inorganic deposits | |
| RU2656293C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2417954C1 (en) | Composition for preventing inorganic deposits | |
| RU2244805C1 (en) | Hard compound for preventing sedimentations of non-organic salts and ferrum sulfide during extraction and transportation of oil | |
| RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals | |
| RU2394060C1 (en) | Fluid for well killing on water base without solid phase | |
| RU2595019C1 (en) | Process fluid for well killing based on alcohols | |
| RU2669213C1 (en) | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |