RU2244111C1 - Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs - Google Patents
Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2244111C1 RU2244111C1 RU2003126277/03A RU2003126277A RU2244111C1 RU 2244111 C1 RU2244111 C1 RU 2244111C1 RU 2003126277/03 A RU2003126277/03 A RU 2003126277/03A RU 2003126277 A RU2003126277 A RU 2003126277A RU 2244111 C1 RU2244111 C1 RU 2244111C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- substrate
- enzyme
- formation
- permeability
- acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые коллекторы.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of increasing the productivity of oil and gas and injection wells that have opened high-temperature low-permeability reservoirs.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, в котором в пласт последовательно закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, представляющую собой смесь бензина и изопропилового спирта, водный раствор соляной кислоты или глинокислоты в смеси со спиртом и вторую буферную жидкость, в качестве которой используют бензин, содержащий смесь предельных углеводородов от С3 и выше, после чего скважину оставляют на реакцию и затем осваивают компрессором (патент РФ №2042807, Е 21 В 43/27, 1995).A known method of treating the bottom-hole zone of the formation, in which a hydrocarbon-based buffer liquid is sequentially injected into the formation, which is a mixture of gasoline and isopropyl alcohol, an aqueous solution of hydrochloric acid or clay acid mixed with alcohol, and a second buffer liquid, which use gasoline containing a mixture saturated hydrocarbons from C 3 and above, after which the well is allowed to react and then developed by the compressor (RF patent No. 2042807, E 21 B 43/27, 1995).
Недостатком этого способа является низкая эффективность воздействия на низкопроницаемые коллекторы, так как используемые буферные жидкости на углеводородной основе незначительно улучшают условия фильтрации в пласт для кислотного состава, несущественно замедляют скорость реакции кислоты с породой при температурах от 90°С и выше и не позволяют эффективно удалять из обработанной зоны продукты реакции кислоты с породой.The disadvantage of this method is the low efficiency of exposure to low-permeability reservoirs, since the used hydrocarbon-based buffer liquids slightly improve the conditions for filtering into the acidic formation, insignificantly slow down the rate of reaction of the acid with the rock at temperatures from 90 ° C and above, and do not allow it to be removed from treated zone reaction products of acid with the rock.
Известен способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений Широтного Приобья, включающий последовательно закачку в пласт буферной жидкости, реагента и буферной жидкости. В качестве буферной жидкости используют взаимный растворитель (патент РФ №2187634, Е 21 В 43/27, 2002).There is a method of processing the bottom-hole zone of high-temperature low-permeability sand-clay reservoirs of Jurassic deposits of the Latitudinal Ob, including sequentially injecting buffer fluid, reagent and buffer fluid into the formation. A mutual solvent is used as the buffer liquid (RF patent No. 2187634, Е 21 В 43/27, 2002).
Недостатком данного способа обработки является его низкая степень воздействия на пласт, связанная с ограниченной глубиной обрабатываемой зоны активной кислотой.The disadvantage of this processing method is its low degree of impact on the formation associated with the limited depth of the treated area with active acid.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ кислотной обработки подземных пластов, заключающийся в нагнетании в пласт субстрата для фермента и отдельного фермента и превращении субстрата в органическую кислоту под действием фермента (патент РФ №2122633, Е 21 В 43/27, 37/06, С 12 N 9/20, 1998).The closest in technical essence to the proposed solution is a method of acid treatment of underground formations, which consists in injecting a substrate for the enzyme and a separate enzyme into the formation and converting the substrate into organic acid under the action of the enzyme (RF patent No. 2122633, E 21 B 43/27, 37 / 06, C 12 N 9/20, 1998).
Недостатком данного способа кислотной обработки является то, что субстрат и фермент растворимы в воде и не растворимы в углеводородах. Поэтому при нагнетании их в пласт в виде водных растворов они фильтруются, преимущественно, в водонасыщенный пропласток, что приводит, в конечном итоге, к повышению фазовой проницаемости по воде, а фазовая проницаемость по нефти при этом практически не меняется. Таким образом, данный способ обработки позволяет интенсифицировать работу в большей степени нагнетательных скважин, нежели добывающих.The disadvantage of this method of acid treatment is that the substrate and the enzyme are soluble in water and insoluble in hydrocarbons. Therefore, when they are injected into the reservoir in the form of aqueous solutions, they are filtered, mainly, into a water-saturated interlayer, which ultimately leads to an increase in phase permeability to water, while the phase permeability to oil remains practically unchanged. Thus, this treatment method allows to intensify the work of injection wells rather than production wells.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности кислотной обработки за счет увеличения фазовой проницаемости для нефти и глубины обрабатываемой зоны низкопроницаемых коллекторов активной кислотой.The technical result of the present invention is to increase the efficiency of acid treatment by increasing the phase permeability for oil and the depth of the treated area of low permeability reservoirs with active acid.
Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов, включающем нагнетание в пласт субстрата для фермента и отдельного фермента, создание условий для превращения субстрата в кислоту под действием фермента, для каждого интервала призабойной зоны определяют его геолого-промысловые характеристики, по которым выделяют низкопроницаемые интервалы коллектора для обработки и выбирают свойства субстрата для фермента и отдельного фермента, а также режим их закачки, в качестве субстрата используют головную фракцию метил-, и/или этил-, и/или бутилацетатного производства с добавкой алифатических спиртов углеводородорастворимую, а в качестве фермента - кислотный состав, при этом субстрат закачивают одновременно и/или до, и/или после закачки фермента, затем закрывают скважину на определенное время, после чего ее осваивают и выводят на заданный технологический режим.The technical result is achieved by the fact that in the method of treating the bottom-hole zone of low permeability reservoirs, including injecting into the formation a substrate for the enzyme and a separate enzyme, creating conditions for the conversion of the substrate into acid under the action of the enzyme, its geological and production characteristics are determined for each interval of the bottom-hole zone, according to which isolate the low permeability intervals of the collector for processing and select the properties of the substrate for the enzyme and an individual enzyme, as well as the mode of their injection, as a substrate use the head fraction of methyl, and / or ethyl, and / or butyl acetate production with the addition of aliphatic alcohols, hydrocarbon-soluble, and the acid composition as the enzyme, with the substrate being pumped simultaneously and / or before and / or after the enzyme is injected, then closed well for a certain time, after which it is mastered and brought to the specified technological mode.
Для повышения эффективности способа кроме основного указанного решения могут быть дополнительно использованы одно или несколько из следующих технических решений.In order to increase the efficiency of the method, in addition to the main solution, one or more of the following technical solutions can be additionally used.
По результатам геофизических, и/или гидродинамических, и/или физико-химических исследований определяют геолого-промысловые характеристики интервалов призабойных зон - мощность, насыщенность, фазовые проницаемости для пластовых флюидов и изменение проницаемости по радиусу зон, тип кольматантов - сульфиды железа (FeS), асфальто-смоло-парафинистые отложения (АСПО), окисленные и загущенные нефтепродукты (ОЗН), частицы породы (SiO2; СаСО3; Na4Al2Si2O9), окислы железа (Fе2О3; Fе3O4), продукты биозаражения (СВБ).Based on the results of geophysical and / or hydrodynamic and / or physico-chemical studies, the geological and field characteristics of the intervals of the bottom-hole zones are determined - power, saturation, phase permeability for formation fluids and the change in permeability along the radius of the zones, the type of colmatants is iron sulfides (FeS), asphalt-resin-paraffin deposits (AFS), oxidized and thickened oil products (OZN), rock particles (SiO 2 ; CaCO 3 ; Na 4 Al 2 Si 2 O 9 ), iron oxides (Fe 2 O 3 ; Fe 3 O 4 ) Bioinfection Products (BSS).
Выбирают интервалы с пониженной техногенным путем фазовой проницаемостью для добываемых углеводородов и/или для закачиваемой воды и/или интервалы с повышенной насыщенностью углеводородами, изолируя при этом другие интервалы пакерами, и/или буферными жидкостями, и/или блокирующим составом, оптимизируя профиль притока или приемистости.Intervals with reduced technogenic paths of phase permeability for produced hydrocarbons and / or for injected water and / or intervals with increased hydrocarbon saturation are selected, while isolating other intervals with packers, and / or buffer fluids, and / or blocking composition, optimizing the inflow or injectivity profile .
В качестве свойств углеводородорастворимого субстрата для фермента и отдельного фермента используют их компонентный состав, объем и концентрацию, обеспечивающие наибольшую декольматацию низкопроницаемых интервалов в пластовых условиях, и/или повышение фазовой проницаемости углеводородов добывающих скважин, и/или повышение фазовой проницаемости для воды, закачиваемой в нагнетательные скважины.As the properties of the hydrocarbon-soluble substrate for the enzyme and the individual enzyme, their component composition, volume and concentration are used, which ensure the greatest decolmation of low-permeability intervals in reservoir conditions, and / or an increase in the phase permeability of hydrocarbons in production wells, and / or an increase in phase permeability for water pumped into injection wells wells.
Выбирают и регулируют свойства углеводородорастворимого субстрата и термобарический режим его закачки в зону с пониженной проницаемостью в зависимости от геолого-физических свойств пласта, физико-химических свойств пластовых флюидов, типа кольматанта и динамики изменения технологического режима скважины.The properties of the hydrocarbon-soluble substrate and the thermobaric mode of its injection into the zone with low permeability are selected and controlled depending on the geological and physical properties of the formation, physicochemical properties of the formation fluids, type of mud and the dynamics of the change in the technological regime of the well.
Определяют режим закачки и время реагирования субстрата для фермента и отдельного фермента по скорости образования органической кислоты в пласте с учетом температуры пласта и концентрации кислотного состава.The injection mode and the reaction time of the substrate for the enzyme and an individual enzyme are determined by the rate of formation of organic acid in the formation, taking into account the temperature of the formation and the concentration of the acid composition.
Головная фракция метил-, и/или этил-, и/или бутилацетатного производства содержит сложные эфиры карбоновых кислот, простые эфиры и альдегиды, причем сложными эфирами карбоновых кислот являются метил- и этилформиат, метил-, и/или этил-, и/или бутилацетат.The head fraction of methyl and / or ethyl and / or butyl acetate production contains carboxylic acid esters, ethers and aldehydes, the carboxylic acid esters being methyl and ethyl formate, methyl and / or ethyl and / or butyl acetate.
В качестве алифатических спиртов используют метанол, и/или этанол, и/или изопропанол.Methanol and / or ethanol and / or isopropanol are used as aliphatic alcohols.
Используют смесь головной фракции метил-, и/или этил-, и/или бутилацетатного производства и алифатических спиртов в соотношении 5,5-6:1.Use a mixture of the head fraction of methyl, and / or ethyl, and / or butyl acetate production and aliphatic alcohols in a ratio of 5.5-6: 1.
Субстрат образует муравьиную и/или уксусную кислоту в низкопроницаемой и/или в закольматированной части призабойной зоны.The substrate forms formic and / or acetic acid in the low permeability and / or in the colmatized part of the bottomhole zone.
В качестве кислотного состава для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов используют соляную кислоту, а для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов используют глинокислоту.Hydrochloric acid is used as the acid composition for treating low-permeability carbonate reservoirs, and clay is used to treat low-permeability terrigenous reservoirs.
Кислотный состав закачивают в пласт с субстратом в соотношении 1:10-15 при концентрации кислоты 16-24%.The acid composition is pumped into the formation with a substrate in a ratio of 1: 10-15 at an acid concentration of 16-24%.
Закачивают субстрат и фермент через вертикальный или горизонтальный ствол скважины в пласт или в определенные интервалы пласта, которые в последнем случае изолируются друг от друга пакерными секциями и/или инертными буферными жидкостями.The substrate and the enzyme are pumped through a vertical or horizontal wellbore into the formation or at certain intervals of the formation, which in the latter case are isolated from each other by packer sections and / or inert buffer fluids.
В пласт предварительно закачивают состав, блокирующий высокопроницаемые интервалы, при этом в качестве такого состава используют водонефтяную эмульсию.A composition blocking highly permeable intervals is preliminarily injected into the formation, and a water-oil emulsion is used as such a composition.
В скважину предварительно закачивают инертную буферную жидкость с плотностью большей или меньшей плотности углеводородорастворимого субстрата.An inert buffer liquid with a density of a greater or lesser density of a hydrocarbon-soluble substrate is pre-pumped into the well.
Скважину закрывают на 2-24 часа под давлением на реагирование в соответствие со скоростью образования органических кислот и областью воздействия по простиранию призабойной зоны пласта.The well is closed for 2-24 hours under pressure to respond in accordance with the rate of formation of organic acids and the impact area along the strike of the bottomhole formation zone.
Скважину осваивают непосредственно после обработки без промежуточного глушения для смены компоновки и выводят ее на заданный технологический режим, создавая оптимальные условия для выноса из пласта или вытеснения в глубь пласта кольматанта из обработанной субстратом и ферментом зоны.The well is mastered immediately after processing without intermediate jamming to change the layout and bring it to a predetermined technological mode, creating optimal conditions for removal from the reservoir or forcing the colmatant from the zone treated with the substrate and enzyme deep into the reservoir.
При освоении выбирают забойное давление и темп его изменения, регистрируя динамику буферного и затрубного давления и изменение динамического уровня и физико-химических свойств добываемых флюидов, постепенно или резко уменьшая забойное давление до наиболее полного выноса продуктов кольматации из призабойной зоны, после чего устанавливают и поддерживают технологический режим работы скважины на уровне, предупреждающем техногенное снижение проницаемости призабойной зоны и/или максимизирующем добычу углеводородов за заданный промежуток времени.During the development, the bottomhole pressure and the rate of its change are selected, registering the dynamics of the buffer and annular pressure and the change in the dynamic level and physico-chemical properties of the produced fluids, gradually or drastically reducing the bottomhole pressure to the fullest removal of the mud products from the bottomhole zone, after which the process is established and maintained well operation mode at a level that prevents technogenic decrease in bottom hole permeability and / or maximizes hydrocarbon production for a given period ok time.
Устанавливают заданный технологический режим скважины, регистрируют динамику параметров технологического режима и физико-химических свойств добываемых флюидов и при отклонении их значений за пределы установленных границ повторно производят обработку призабойной зоны и/или изменяют технологический режим скважин таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу углеводородов.The predetermined technological mode of the well is established, the dynamics of the parameters of the technological mode and the physicochemical properties of the produced fluids are recorded, and when the values deviate outside the established boundaries, the bottom hole treatment is repeated and / or the technological mode of the wells is changed in such a way as to ensure maximum hydrocarbon production.
Устанавливают заданный режим закачки воды в нагнетательные скважины, регистрируют динамику параметров технологических режимов закачки и при отклонении их значений за пределы установленных границ повторно производят обработку призабойной зоны и/или изменяют технологический режим скважин таким образом, чтобы обеспечить заданное пластовое давление и/или заданную приемистость, и/или максимальный охват пласта заводнением.Set the prescribed mode of water injection into injection wells, record the dynamics of the parameters of the technological injection modes and, if their values deviate outside the established boundaries, re-process the bottom-hole zone and / or change the technological mode of the wells in such a way as to provide a given reservoir pressure and / or a given injectivity, and / or maximum waterflood coverage.
Процесс закачки субстрата и фермента продолжают и/или повторяют до обеспечения требуемой приемистости зоны воздействия по субстрату и ферменту и/или по нефти при заданных термобарических условиях.The process of pumping the substrate and the enzyme is continued and / or repeated until the desired injectivity of the exposure zone for the substrate and the enzyme and / or oil is provided under given thermobaric conditions.
Непосредственно в момент закачки субстрата и фермента в призабойную зону низкопроницаемого интервала пласта воздействуют на другие интервалы этой скважины и/или максимально снижают забойное давление во взаимодействующих добывающих скважинах, и/или прекращают на время обработки закачку воды в нагнетательные скважины.Immediately at the time of injection of the substrate and the enzyme into the bottomhole zone of the low-permeability interval of the formation, they act on other intervals of this well and / or minimize bottomhole pressure in the interacting production wells and / or stop the pumping of water into the injection wells for the duration of the treatment.
В процессе и/или после закачки субстрата и фермента в пласт на него воздействуют теплом, и/или депрессиями, и/или репрессиями, и/или акустическими, и/или электромагнитными, и/или вибросейсмическим колебаниями.In the process and / or after injection of the substrate and the enzyme into the formation, it is exposed to heat and / or depressions and / or repressions and / or acoustic and / or electromagnetic and / or vibroseismic vibrations.
Геолого-промысловые характеристики (проницаемость) каждого интервала призабойной зоны определяют по результатам потокометрии и/или термометрии.The geological and field characteristics (permeability) of each interval of the bottom-hole zone are determined by the results of flowometry and / or thermometry.
Приток нефти из пласта к забою добывающих скважин затруднен из-за образования в призабойной части техногенной радиальной зоны повышенной водонасыщенности, блокирующей поток нефти. Образование этой зоны повышенной водонасыщенности связано с проникновением в пласт воды при бурении и цементировании скважины, при вскрытии пласта и при глушении его для проведения различных технологических или ремонтных операций в скважине, а также при поступлении воды в скважину из водоносных горизонтов и по высокопроницаемым зонам пласта. Вода фильтруется в пласт из глинистого бурового раствора или из жидкости глушения, оттесняет нефть из призабойной части вглубь пласта и удерживается в порах капиллярными силами. В дальнейшем при освоении скважин нефть зачастую оказывается не в состоянии преодолеть капиллярное давление, удерживающее воду в низкопроницаемой части пласта, и фильтруется только по высокопроницаемой зоне пласта, а низкопроницаемая так и остается неохваченной заводнением.The inflow of oil from the reservoir to the bottom of production wells is difficult due to the formation in the near-bottom part of the technogenic radial zone of increased water saturation, blocking the flow of oil. The formation of this zone of increased water saturation is associated with the penetration of water into the formation during drilling and cementing of the well, when opening the formation and killing it for various technological or repair operations in the well, as well as when water enters the well from aquifers and through highly permeable zones of the formation. Water is filtered into the reservoir from clay mud or from a kill fluid, pushes oil from the bottomhole into the reservoir and is held in the pores by capillary forces. In the future, when developing wells, oil is often unable to overcome the capillary pressure that holds water in the low-permeability part of the reservoir, and is filtered only by the high-permeability zone of the reservoir, while the low-permeability remains uncovered by flooding.
В гидрофильной породе давление, возникающее на границе раздела нефть-вода в порах, удерживает воду в пористой среде. Но, если поверхность твердого тела, т.е. частиц породы, обработать гидрофобизирующими веществами, она приобретает водоотталкивающее свойство и капиллярное давление меняет свой знак на обратный, т.е. оно теперь вытесняет воду из капилляра. Это значит, что в призабойной зоне пласта вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она в дальнейшем при освоении скважин легко может быть удалена.In a hydrophilic rock, the pressure arising at the oil-water interface in the pores retains water in the porous medium. But, if the surface of a solid, i.e. particles of the rock, treated with hydrophobic substances, it acquires a water-repellent property and capillary pressure reverses its sign, i.e. it now displaces water from the capillary. This means that in the bottom-hole zone of the formation, water is displaced by oil from small pores to large ones, from which it can be easily removed in the future when developing wells.
Особенности пород песчано-глинистых коллекторов вносят существенные ограничения при применении методов кислотного воздействия, связанных с использованием жидкостей на водной основе. Так, коллекторы содержат низкий процент растворимых в кислотах компонентов, а их высокая глинистость создает предпосылки для снижения проницаемости вследствие набухания глин в водной среде. Высокая водоудерживающая способность приводит к тому, что при попадании воды в призабойную зону пласта образуется устойчивый барьер, который резко снижает фазовую проницаемость породы для нефти. В целом, отрицательное влияние воды существенно снижает эффективность проводимых работ, а в отдельных случаях сводит эту эффективность к нулю.The rock features of sandy-clay reservoirs introduce significant limitations when applying acidic methods associated with the use of water-based fluids. Thus, collectors contain a low percentage of acid-soluble components, and their high clay content creates the prerequisites for reducing permeability due to clay swelling in the aquatic environment. High water holding capacity leads to the fact that when water enters the bottomhole formation zone, a stable barrier forms, which sharply reduces the phase permeability of the rock to oil. In general, the negative effect of water significantly reduces the effectiveness of the work, and in some cases reduces this efficiency to zero.
Субстрат - головная фракция метил-, и/или этил-, и/или бутилацетатного производства (алкилацетаты) с добавкой алифатических спиртов в соотношении 5,5-6:1 (об.) растворим в углеводородах и ограниченно растворим в воде. При нагнетании в пласт добывающей скважины субстрат фильтруется, преимущественно, в нефтенасыщенный пропласток, очищая при этом обрабатываемые поры и каналы фильтрации от высокомолекулярных соединений (пленочной нефти и смолистых, асфальтенистых, парафинистых отложений).Substrate - the head fraction of methyl, and / or ethyl, and / or butyl acetate production (alkyl acetates) with the addition of aliphatic alcohols in a ratio of 5.5-6: 1 (vol.) Soluble in hydrocarbons and sparingly soluble in water. When an injection well is injected into a reservoir, the substrate is filtered mainly into an oil-saturated interlayer, while cleaning the treated pores and filtration channels of high molecular weight compounds (film oil and tar, asphaltene, paraffin deposits).
Водорастворимый алифатический спирт, содержащийся в субстрате, удаляет воду, удерживаемую капиллярными силами из пористой среды и снижает водонасыщенность в низкопроницаемой части пласта, блокирующей приток нефти.The water-soluble aliphatic alcohol contained in the substrate removes water held by capillary forces from the porous medium and reduces water saturation in the low-permeability portion of the formation blocking the flow of oil.
Использование субстрата снижает межфазное поверхностное натяжение водных растворов на границе с углеводородами вплоть до нуля, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых флюидов, т.е. предотвращает образование водонефтяных эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.The use of a substrate reduces the interfacial surface tension of aqueous solutions at the border with hydrocarbons up to zero, which contributes to the creation of a homogeneous system in contact and mixing of reservoir and injected fluids, i.e. prevents the formation of oil-water emulsions that block the filtration channels.
Кроме того, субстрат обладает гидрофобизирующими свойствами по отношению к породе пласта. При контакте субстрата с породой пласта за счет реакции между карбоксильной группой сложных эфиров карбоновых кислот и гидроксильными группами минералов происходит адсорбция субстрата к поверхности породы и образуется на поверхности жестко связанная мономолекулярная пленка, обладающая водоотталкивающими свойствами.In addition, the substrate has hydrophobic properties with respect to the formation rock. Upon contact of the substrate with the formation rock due to the reaction between the carboxyl group of carboxylic acid esters and the hydroxyl groups of minerals, the substrate is adsorbed to the rock surface and a rigidly bound monomolecular film with water-repellent properties is formed on the surface.
Все вышеперечисленные факторы при нагнетании субстрата в пласт приводят к повышению фазовой проницаемости для нефти и улучшают условия фильтрации в низкопроницаемые зоны пласта кислотного состава, закачиваемого вслед за субстратом.All of the above factors, when the substrate is injected into the formation, lead to an increase in the phase permeability for oil and improve the filtration conditions in the low-permeability zones of the formation with an acid composition injected after the substrate.
Субстрат закачивают с ферментом одновременно и/или до, и/или после закачки фермента, смесь растворима в углеводородах и ограниченно растворима в воде, поэтому фильтруется, преимущественно, в нефтенасыщенные пропластки, как и предварительно закаченный субстрат. Помимо отмеченного выше позитивного действия субстрата, в смеси с субстратом снижается активность кислоты и скорость взаимодействия кислоты с породой. Это позволяет, во-первых, продавить активную кислоту на большее расстояние от ствола скважины, то есть увеличить глубину обрабатываемой зоны, и во-вторых, замедлить вторичные осадко- и гелеобразование продуктов реакции. Это особенно важно в условиях температуры более 80°С, при которых соляная, а особенно, плавиковая кислота в обычных водных растворах расходуется на взаимодействие с породой в течение нескольких минут с начала контакта.The substrate is pumped with the enzyme simultaneously and / or before and / or after the enzyme is injected, the mixture is soluble in hydrocarbons and sparingly soluble in water, therefore it is filtered mainly in oil-saturated layers, as well as the pre-injected substrate. In addition to the positive effect of the substrate noted above, acid activity and the rate of interaction of the acid with the rock are reduced in a mixture with the substrate. This allows, firstly, to push the active acid to a greater distance from the wellbore, that is, to increase the depth of the treated zone, and secondly, to slow down the secondary precipitation and gelation of the reaction products. This is especially important at temperatures above 80 ° C, in which hydrochloric, and especially hydrofluoric acid in ordinary aqueous solutions is consumed for interaction with the rock within a few minutes from the beginning of contact.
Известно, что для достижения значительных улучшений продуктивности скважины необходимо увеличить проницаемость коллектора, простирающегося, по крайней мере, на 3 метра от ствола скважины, чего невозможно достигнуть только замедлением скорости реакции кислоты с породой.It is known that to achieve significant improvements in well productivity, it is necessary to increase the permeability of the reservoir, extending at least 3 meters from the wellbore, which cannot be achieved only by slowing down the rate of acid-rock reaction.
В предлагаемом изобретении в состав субстрата входят сложные эфиры карбоновых кислот: метилформиат, этилформиат, этилацетат, бутилацетат. В пластовых условиях в присутствии кислот происходит их гидролиз с образованием водорастворимых органических кислот (муравьиная, уксусная) и спиртов (метанол, этанол, бутанол).In the present invention, the composition of the substrate includes esters of carboxylic acids: methyl formate, ethyl formate, ethyl acetate, butyl acetate. Under reservoir conditions in the presence of acids, their hydrolysis occurs with the formation of water-soluble organic acids (formic, acetic) and alcohols (methanol, ethanol, butanol).
Например, при гидролизе этилацетата образуется уксусная кислота и этанол по реакции:For example, during the hydrolysis of ethyl acetate, acetic acid and ethanol are formed by the reaction:
СН3СООС2Н5+Н2O---→СН3СООН+С2Н5ОНCH 3 SOOC 2 H 5 + H 2 O --- → CH 3 COOH + C 2 H 5 OH
Уксусная кислота реагирует с карбонатной породой:Acetic acid reacts with carbonate rock:
2СН3СООН+СаСО3---→Са(СН3СОО)2+Н2O+СО2 2CH 3 COOH + CaCO 3 --- → Ca (CH 3 COO) 2 + H 2 O + CO 2
Образующиеся кислоты (муравьиная, уксусная) растворяют также железосодержащие отложения и продукты коррозии (окиси и гидроокиси железа).The resulting acids (formic, acetic) also dissolve iron-containing deposits and corrosion products (iron oxides and hydroxides).
Побочным продуктом превращения сложного эфира являются спирты, которые уменьшают поверхностное натяжение между нефтью и водой и снижают гидратированность глинистого материала, тем самым способствуя их выносу из пласта при вызове притока и ускоряя очистку скважины от мехпримесей (т.е. происходит разглинизация пласта).Alcohols, which reduce the surface tension between oil and water and reduce the hydration of clay material, are a byproduct of the conversion of the ester, thereby facilitating their removal from the formation upon inflow and accelerating the cleaning of the well from impurities (i.e., the formation is clayed out).
Кислотный состав с субстратом глубоко проникает в пласт до начала образования кислоты. Органические кислоты начинают образовываться в течение времени от нескольких часов до нескольких дней, причем скорость образования кислот зависит от концентрации кислотного состава и температуры пласта, с увеличением концентрации кислотного состава и температуры пласта скорость образования органических кислот повышается.The acid composition with the substrate penetrates deep into the formation before the formation of acid. Organic acids begin to form over time from several hours to several days, and the rate of acid formation depends on the concentration of the acid composition and the temperature of the formation, with an increase in the concentration of acid composition and temperature of the formation, the rate of formation of organic acids increases.
Для обработки песчано-глинистых коллекторов в качестве кислотного состава используется глинокислота, растворяющая силикатный цементирующий материал породы пласта (глины, аргиллит, аморфная кремнекислота).For the treatment of sandy-clay reservoirs, clay acid, which dissolves the silicate cementing material of the formation rock (clays, mudstone, amorphous silicic acid), is used as the acid composition.
Таким образом, кислотный состав с субстратом можно глубоко закачивать в пласт вокруг ствола скважины до начала образования органических кислот и растворения карбонатной или песчано-глинистой породы, приводящий, в конечном итоге, к увеличению проницаемости обрабатываемого пласта в намного более широкой зоне вокруг ствола скважины и вдоль трещин, чем соляная или глинокислота, в том числе, с замедленной скоростью реакции, которые расходуются непосредственно вблизи ствола скважины или поверхности трещины.Thus, the acid composition with the substrate can be deeply pumped into the formation around the wellbore prior to the formation of organic acids and the dissolution of carbonate or sand-clay rock, which ultimately leads to an increase in the permeability of the treated formation in a much wider area around the wellbore and along fractures than hydrochloric or clay acid, including those with a slowed reaction rate, which are consumed directly near the wellbore or surface of the fracture.
Кислотный состав с субстратом - не коррозионно-активный по сравнению с соляной или глинокислотой, образующиеся муравьиная и уксусная кислоты не корродируют стальное, хромистое и алюминиевое оборудование.The acid composition with the substrate is not corrosive in comparison with hydrochloric or clay acid, the formic and acetic acids formed do not corrode steel, chromium and aluminum equipment.
Для интенсификации горизонтальных скважин соляной или глинокислотой требуется использование специальных методов во избежание коррозии подземного оборудования и предотвращения расхода кислоты до достижения ею дальнего конца горизонтальной скважины.To intensify horizontal wells with hydrochloric or clay acid, the use of special methods is required to avoid corrosion of underground equipment and to prevent acid consumption until it reaches the far end of a horizontal well.
Предлагаемая последовательная закачка в пласт не коррозионно-активных субстрата и кислотного состава с субстратом позволяет повысить продуктивность горизонтальных скважин путем удаления бурового шлама и отложений, а также за счет образования кислот по всей длине горизонтальной скважины.The proposed sequential injection into the formation of a non-corrosive substrate and an acid composition with a substrate allows to increase the productivity of horizontal wells by removing drill cuttings and deposits, as well as due to the formation of acids along the entire length of the horizontal well.
Последующая закачка субстрата после кислотного состава с субстратом способствует удалению воды, внесенной в призабойную зону кислотным составом, что особенно важно в низкопроницаемых заглинизированных гидрофильных коллекторах. Кроме того, благодаря снижению поверхностного натяжения на границе пластовых флюидов и закаченных в пласт реагентов улучшается условия выноса из зоны обработки отработанных реагентов, рыхлосвязанной пластовой воды, а также продуктов реакции и мелких твердых частиц.Subsequent injection of the substrate after the acidic composition with the substrate helps to remove the water introduced into the bottomhole zone by the acidic composition, which is especially important in low-permeability clayed hydrophilic reservoirs. In addition, by reducing the surface tension at the interface between the formation fluids and the injected reagents, the conditions for the removal of spent reagents, loosely coupled formation water, as well as reaction products and small solid particles from the treatment zone are improved.
Все реагенты, используемые в заявляемом способе, выпускаются отечественной промышленностью:All reagents used in the claimed method are produced by domestic industry:
головная фракция этил- и/или бутилацетатного производства;head fraction of ethyl and / or butyl acetate production;
соляная кислота техническая ТУ 6-01-714-77;hydrochloric acid technical TU 6-01-714-77;
плавиковая кислота ГОСТ 48-5-184-78;hydrofluoric acid GOST 48-5-184-78;
метанол ГОСТ 6995-77;methanol GOST 6995-77;
этанол ГОСТ 18300-72;ethanol GOST 18300-72;
изопропанол ТУ 6-09-402-75.isopropanol TU 6-09-402-75.
В условиях скважины способ осуществляется следующим образом. Выявляются низкопроницаемые интервалы коллектора по данным потокометрии и/или термометрии и прежде всего интервалы, снизившие свою проницаемость по техногенным причинам. Для этого сравниваются проницаемости для удаленной и приближенной к скважине зоны пласта, полученные, например, на основе гидродинамических исследований (кривые восстановления давления, индикаторные кривые).In well conditions, the method is as follows. Low-permeability reservoir intervals are detected according to flowmetry and / or thermometry, and above all, intervals that have reduced their permeability due to anthropogenic factors. For this, permeabilities for the formation zone remote and close to the well are compared, obtained, for example, on the basis of hydrodynamic studies (pressure recovery curves, indicator curves).
Затем через спущенные до интервала перфорации насосно-компрессорные трубы с пакером или без пакера в низкопроницаемый интервал (интервалы) призабойной зоны пласта закачивают субстрат из расчета 0,5-1 м3 на 1 м перфорированного интервала пласта. Следом за ним в призабойную зону закачивают кислотный состав с субстратом из расчета 0,3-0,5 м на 1 м интервала перфорации, который продавливают в пласт субстратом из расчета 0,5-1 м3 на 1 м перфорированного интервала. Закрывают скважину на реагирование на 2-24 часа и осваивают скважину свабом, фонтаном, газлифтом или насосом отбирают из нее жидкость в объеме, превышающем в 2-3 раза объем закаченных в пласт субстрата и фермента.Then, through the tubular pipes deflated to the perforation interval, with or without a packer, a substrate is pumped into the low-permeability interval (s) of the bottom-hole formation zone at a rate of 0.5-1 m 3 per 1 m of the perforated formation interval. Following it, the acid composition with the substrate is pumped into the bottomhole zone at the rate of 0.3-0.5 m per 1 m of the perforation interval, which is pressed through the substrate with the substrate at the rate of 0.5-1 m 3 per 1 m of the perforated interval. The well is closed for a response of 2-24 hours and the well is drilled with a swab, fountain, gas lift or pump, fluid is taken from it in a volume exceeding 2-3 times the volume of substrate and enzyme injected into the formation.
Данный способ может быть использован также при бесподходной технологии для интенсификации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности, для выравнивания профиля притока и приемистости. Поскольку закачивают реагент на нефтяной основе его фазовая проницаемость в более высокопроницаемые интервалы, промытые водой, не пропорциональна абсолютной проницаемости, и удельная доля нефтенасыщенных (на поздней стадии разработки низкопроницаемых коллекторов неохваченных воздействием) коллекторов в приемистости в будет больше, чем аналогичных водонасыщенных коллекторов. Эта селективная способность реагента, с одной стороны, позволяет увеличить фазовую проницаемость для углеводородов в добывающих скважинах, с другой стороны, приводит к увеличению приемистости не охваченных заводнением интервалов пласта в нагнетательной скважине.This method can also be used with inappropriately technology for the intensification of both production and injection wells, in particular, to align the flow profile and injection. Since the oil-based reagent is injected, its phase permeability at higher permeability intervals, washed with water, is not proportional to the absolute permeability, and the specific fraction of oil-saturated (at the late stage of development of low-permeability reservoirs not covered by exposure) collectors in the injectivity will be greater than similar water-saturated reservoirs. This selective ability of the reagent, on the one hand, allows to increase the phase permeability for hydrocarbons in producing wells, on the other hand, leads to an increase in the injectivity of the formation intervals not covered by flooding in the injection well.
Эффективность предложенного способа подтверждается лабораторными исследованиями.The effectiveness of the proposed method is confirmed by laboratory studies.
Пример 1.Example 1
Через вертикальную колонку с кварцевым песком фракции 0,315-0,630 мм профильтровали пластовую воду с объемной скоростью 0,362 л/час, затем керосин, объемная скорость которого составила 0,0232 л/час. После этого последовательно профильтровали 1,5 удерживаемых поровых объема (V пор.) субстрата головной фракции этилацетатного производства ГФЭП с добавкой этанола (этилированной ГФЭП) в соотношении 5,5:1 (об.), субстрата (ГФЭП с добаввкой этанола) и глинокислоты в соотношении 10:1 (об.) и вновь указанный субстрат с объемной скоростью 0,80 л/час. Затем через колонку пропустили снова керосин, объемная скорость фильтрации которого составила 0,427 л/час. Сравнивая значения объемных скоростей фильтрации керосина до и после закачки указанного субстрата, видно, что после закачки указанного субстрата скорость фильтрации керосина увеличилась в 18,4 раза.Formation water was filtered through a vertical column with quartz sand of a fraction of 0.315-0.630 mm with a bulk velocity of 0.362 l / h, then kerosene, with a bulk velocity of 0.0232 l / h. After that, 1.5 retained pore volumes (V pores) of the substrate of the head fraction of the ethyl acetate production of HFEP with ethanol (ethylated HFEP) in the ratio of 5.5: 1 (vol.), Substrate (HFEP with the addition of ethanol) and clay acid were sequentially filtered. a ratio of 10: 1 (vol.) and the newly specified substrate with a space velocity of 0.80 l / h. Then kerosene was again passed through the column, the volumetric filtration rate of which was 0.427 l / h. Comparing the values of the volumetric filtration rates of kerosene before and after injection of the indicated substrate, it can be seen that after the injection of the indicated substrate, the filtration rate of kerosene increased by 18.4 times.
Пример 2.Example 2
Аналогично примеру 1 в такой же последовательности закачали пластовую воду, керосин и 0,5 V пор. ГФЭП с добавкой этанола, ГФЭП с добавкой этанола и глинокислоту, ГФЭП с добавкой этанола и вновь керосин. Объемная скорость фильтрации керосина после закачки указанного субстрата увеличилась в 6,4 раза.Analogously to example 1 in the same sequence pumped formation water, kerosene and 0.5 V then. HFEP with the addition of ethanol, HFEP with the addition of ethanol and clay, HFEP with the addition of ethanol and again kerosene. The volumetric rate of kerosene filtration after injection of the indicated substrate increased by 6.4 times.
Пример 3.Example 3
Аналогично примеру 1 в такой же последовательности закачали пластовую воду, керосин и 0,16 V пор. ГФЭП с добавкой этанола, ГФЭП с добавкой этанола и глинокислоту, ГФЭП с добавкой этанола и вновь керосин. Объемная скорость фильтрации керосина после закачки указанного субстрата увеличилась в 3,2 раза, однако при прокачке 0,5 V пор. керосина после указанного субстрата его объемная скорость фильтрации снизилась до первоначального значения.Analogously to example 1 in the same sequence pumped formation water, kerosene and 0.16 V then. HFEP with the addition of ethanol, HFEP with the addition of ethanol and clay, HFEP with the addition of ethanol and again kerosene. The volumetric rate of kerosene filtration after injection of the indicated substrate increased by 3.2 times, however, when pumping 0.5 V pore. kerosene after the specified substrate, its volumetric filtration rate decreased to its original value.
Аналогично примеру 1 были проведены исследования по фильтрации субстрата - ГФЭП с добавкой метанола и изопропанола, а также субстрата - головной фракции бутилацетатного производства (ГФБП) с добавкой различных спиртов. Результаты исследований приведены в таблице.Similarly to example 1, studies were conducted on filtering the substrate - HFEP with the addition of methanol and isopropanol, as well as the substrate - the head fraction of butyl acetate production (HFBP) with the addition of various alcohols. The research results are shown in the table.
Для реализации способа могут использоваться также следующие случаи закачки субстрата:To implement the method, the following cases of substrate injection can also be used:
1) с ферментом одновременно и после закачки фермента с субстратом;1) with the enzyme simultaneously and after injection of the enzyme with the substrate;
2) с ферментом одновременно;2) with the enzyme at the same time;
3) после закачки фермента;3) after injection of the enzyme;
4) до и после закачки фермента;4) before and after injection of the enzyme;
5) до закачки фермента.5) before the injection of the enzyme.
Эффективность этих случаев по кратности увеличения объемной скорости фильтрации керосина составила соответственно для случаев 5,1; 5,3; 4,6; 5,7; 4,9. При этом в качестве субстрата использовалась головная фракция этилацетатного производства с добавкой метанола, а в качестве фермента – глинокислота, причем поровый объем закачки субстрата с ферментом составлял 0,5.The effectiveness of these cases in terms of the increase in the volumetric rate of kerosene filtration was 5.1 for cases, respectively; 5.3; 4.6; 5.7; 4.9. In this case, the head fraction of ethyl acetate production with the addition of methanol was used as a substrate, and clay acid was used as an enzyme, and the pore volume of injection of the substrate with the enzyme was 0.5.
Эффективность обработки призабойной зоны пласта ОПЗ с помощью технологии по предлагаемому изобретению проверена также для двух конкретных скважин Нивагальского месторождения, вскрывающих низкопроницаемый пласт ЮВ-1. Скважина № 2248 с первоначальным дебитом жидкости 8 м3/сут, обводненностью 29%, после ОПЗ дебит жидкости увеличился до 18 м3/сут, а обводненность снизилась до 20%. Скважина № 2113 с первоначальным дебитом жидкости 6 м3/сут, обводненностью 43%, после ОПЗ дебит жидкости увеличился до 13 м3/сут, а обводненность снизилась до 36%.The effectiveness of processing the bottom-hole zone of the OPZ formation using the technology according to the invention is also verified for two specific wells of the Nivagal field, which reveal the low-permeability layer UV-1. Well No. 2248 with an initial fluid flow rate of 8 m 3 / day, a water cut of 29%, after an SCR, the fluid flow rate increased to 18 m 3 / day, and the water cut decreased to 20%. Well No. 2113 with an initial fluid flow rate of 6 m 3 / day, a water cut of 43%, after an SCR, the fluid flow rate increased to 13 m 3 / day, and the water cut decreased to 36%.
Оценка технологической эффективности обработки призабойной зоны пласта ОПЗ с помощью технологии по предлагаемому изобретению проводилась путем сравнения фактической и базовой характеристик вытеснения нефти водой (зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости). При этом базовая характеристика вытеснения была получена по наиболее точной и универсальной четырехпараметрической модели (Леонов В. А. Способ адаптивной оптимизации пластового давления. НПК “Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения”. Казань, 2001 г.). В результате по сравнению с базовым уровнем за полгода после обработки призабойной зоны по предлагаемому изобретению накопленная добыча жидкости увеличилась на 2,7 тыс. тонн, а накопленная добыча нефти увеличилась на 1,9 тыс. тонн.Assessment of the technological efficiency of processing the bottom-hole zone of the OPZ formation using the technology according to the invention was carried out by comparing the actual and basic characteristics of oil displacement by water (the dependence of cumulative oil production on cumulative liquid production). Moreover, the basic displacement characteristic was obtained using the most accurate and universal four-parameter model (V. Leonov. Adaptive method of reservoir pressure adaptive optimization. Research and production complex “The latest methods of increasing oil recovery - theory and practice of their application. Kazan, 2001”. As a result, compared with the base level for six months after the treatment of the bottom-hole zone according to the invention, the cumulative liquid production increased by 2.7 thousand tons, and the cumulative oil production increased by 1.9 thousand tons.
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003126277/03A RU2244111C1 (en) | 2003-08-27 | 2003-08-27 | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003126277/03A RU2244111C1 (en) | 2003-08-27 | 2003-08-27 | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2244111C1 true RU2244111C1 (en) | 2005-01-10 |
| RU2003126277A RU2003126277A (en) | 2005-02-20 |
Family
ID=34881907
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003126277/03A RU2244111C1 (en) | 2003-08-27 | 2003-08-27 | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2244111C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304704C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir |
| RU2364715C1 (en) * | 2008-09-30 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
| RU2411275C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2560158C2 (en) * | 2010-04-21 | 2015-08-20 | Сирис Энерджи, Инк. | Solubilisation of carbon-bearing materials and conversion thereof into hydrocarbons and other useful products |
| CN114169559A (en) * | 2020-09-11 | 2022-03-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Sulfur deposition reservoir damage space-time distribution characteristic prediction method |
| WO2024225928A1 (en) * | 2023-04-26 | 2024-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for enhanced hydrocarbon recovery |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| SU1652520A1 (en) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method of bottom-hole treatment |
| RU2042807C1 (en) * | 1993-05-11 | 1995-08-27 | Алла Илларионовна Есипенко | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| RU2122633C1 (en) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Method of acid treatment of underground beds |
| 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 |
-
2003
- 2003-08-27 RU RU2003126277/03A patent/RU2244111C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3630285A (en) * | 1970-05-22 | 1971-12-28 | Amoco Prod Co | Acidizing high-temperature wells |
| SU1652520A1 (en) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method of bottom-hole treatment |
| RU2122633C1 (en) * | 1993-04-29 | 1998-11-27 | Клинсорб Лимитед | Method of acid treatment of underground beds |
| RU2042807C1 (en) * | 1993-05-11 | 1995-08-27 | Алла Илларионовна Есипенко | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2106484C1 (en) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Method for reagent treatment of well |
| 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 |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304704C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir |
| RU2364715C1 (en) * | 2008-09-30 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
| RU2411275C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2560158C2 (en) * | 2010-04-21 | 2015-08-20 | Сирис Энерджи, Инк. | Solubilisation of carbon-bearing materials and conversion thereof into hydrocarbons and other useful products |
| CN114169559A (en) * | 2020-09-11 | 2022-03-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Sulfur deposition reservoir damage space-time distribution characteristic prediction method |
| CN114169559B (en) * | 2020-09-11 | 2024-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | A method for predicting the spatiotemporal distribution characteristics of sulfur deposition reservoir damage |
| WO2024225928A1 (en) * | 2023-04-26 | 2024-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for enhanced hydrocarbon recovery |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003126277A (en) | 2005-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| US11180692B2 (en) | Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery | |
| US3368624A (en) | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
| McLeod et al. | The use of alcohol in gas well stimulation | |
| RU2089723C1 (en) | Method of developing oil pools | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| CA2704767C (en) | Methods for manipulation of the flow of fluids in subterranean formations | |
| RU2244111C1 (en) | Method of treating bottom zone of low-permeable oil reservoirs | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| Donaldson | Injection wells and operations today | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2191260C2 (en) | Method of treating bottom-hole zone of high-temperature low permeability aleurite-argillaceous reservoirs of latitude ob region jurassic deposits | |
| SU1694875A1 (en) | Method for secondary baring of terrygenic collectors with low stratum pressure | |
| RU2269563C1 (en) | Composition for treating well bottom zone of carbonate formation wells | |
| US7832478B2 (en) | Methods for manipulation of air flow into aquifers | |
| RU2254463C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole carbonate formation zone | |
| Weaver et al. | A Theoretical Design Procedure and Field Results for a Water-Oil Ratio Control Agent | |
| RU2097528C1 (en) | Method of treating oil well bottom zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110828 |