RU2467164C2 - Method of bottom hole formation zone processing - Google Patents
Method of bottom hole formation zone processing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2467164C2 RU2467164C2 RU2010122376/03A RU2010122376A RU2467164C2 RU 2467164 C2 RU2467164 C2 RU 2467164C2 RU 2010122376/03 A RU2010122376/03 A RU 2010122376/03A RU 2010122376 A RU2010122376 A RU 2010122376A RU 2467164 C2 RU2467164 C2 RU 2467164C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- well
- formation
- zone
- chloroacetic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 37
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 11
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims description 29
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 12
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 claims description 9
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 244000248349 Citrus limon Species 0.000 claims description 5
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 claims description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 2
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 abstract 1
- 229940092714 benzenesulfonic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKOGWOBVZWXZAB-UHFFFAOYSA-N P1(=O)OOCCOP(O1)=O.[Na] Chemical compound P1(=O)OOCCOP(O1)=O.[Na] OKOGWOBVZWXZAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000001226 reprecipitation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, стимулирования и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта, в том числе в высокотемпературных скважинах, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for treating a bottom-hole zone of a well, and can be used to increase production productivity and injectivity of injection wells, stimulate and intensify fluid inflow from a productive formation, including in high-temperature wells, and also to extract hard-to-recover reserves oil.
Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащими различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев. «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр.28-40).Known methods for treating the bottom-hole formation zone with acid and clay acid solutions containing various additives in the form of surfactants, hydrocarbon liquids and alcohols (V.N. Glushko, O.V. Pozdeev. "Issues of improving the efficiency of acid compositions for processing wells." - M .: VNIIU and ENP, 1998, pp. 28-40).
Недостатками описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных композиций.The disadvantages of the described methods is the low efficiency as a result of the lack of technological methods that enhance the effect of acidic compositions.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины циклическим воздействием, включающий закачку кислоты в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (см., например, «Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-130686». Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.).A known method of processing the bottom-hole zone of a well with a cyclic action, including pumping acid into the zone of a productive formation, holding a technological exposure and extracting the spent solution by creating a depression in the well (see, for example, “Instructions for developing wells by creating controlled cyclic depressions on a formation using jet pumps : RD 39-2-130686. "Ministry of the Oil Industry, 1985).
Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не обеспечивает достаточной глубины и полноты обработки призабойной зоны.The known method is not effective enough, because does not provide sufficient depth and completeness of the treatment of the bottomhole zone.
Известен способ повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов, позволяющих воздействовать на призабойную зону скважины многократными депрессиями - репрессиями в сочетании с химическим воздействием или без него (см., например, «Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г.).There is a method of increasing the productivity of wells with the help of jet devices, allowing to influence the bottom-hole zone of the well with multiple depressions - repression in combination with chemical attack or without it (see, for example, "Technology for increasing the productivity of wells using inkjet apparatus", Moscow, VNIIOENG, 1992 g.).
Известный способ недостаточно эффективен, т.к. не обеспечивает эффективности в различных горно-геологических условиях из-за недостаточного учета химических свойств используемых растворов.The known method is not effective enough, because it does not provide efficiency in various geological conditions due to insufficient consideration of the chemical properties of the solutions used.
Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислотного реагента, содержащего, мас.%: соляную кислоту 8-16, фтористоводородную кислоту 1,5-18, поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель остальное, продавку, технологическую выдержку и удаление продуктов реакции путем депрессионного воздействия, например, струйными глубинными насосами (Патент РФ №2346153, E21B 43/27, 2007 г.).The closest analogue to the proposed invention is a method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir, which includes injecting an acid reagent containing, wt.%: Hydrochloric acid 8-16, hydrofluoric acid 1.5-18, surfactant 0.3-2.5 , corrosion inhibitor 0.1-2.0, solvent, rest, selling, technological exposure and removal of reaction products by depressive action, for example, deep-well jet pumps (RF Patent No. 2346153, E21B 43/27, 2007).
Способ недостаточно эффективен ввиду того, что не обеспечивает комплексности обработки, процесс многостадийный, требующий затрат большого количества времени, возможны срывы в выдержке технологических режимов на отдельных стадиях процесса, что негативно сказывается на технико-экономической эффективности метода. Кроме того, способ не позволяет проводить обработку в высокотемпературных пластах (выше 100°C).The method is not effective enough in view of the fact that it does not provide complex processing, a multi-stage process that requires a large amount of time, disruptions in the exposure of technological modes at certain stages of the process are possible, which negatively affects the technical and economic efficiency of the method. In addition, the method does not allow processing in high-temperature formations (above 100 ° C).
Предлагаемое изобретение направлено на создание способа обработки призабойной зоны скважины при разработке нефтяных месторождений путем обработки продуктивного пласта комплексом физического и химического воздействия, обеспечивающего максимальное снижение негативных техногенных факторов, приводящих к снижению производительности скважины, и многократное стимулирование производительности низкодебитных скважин в осложненных геолого-промысловых условиях пласта, в том числе для высокотемпературных скважин с температурой до 125°C.The present invention is aimed at creating a method for processing the bottom-hole zone of a well in the development of oil fields by treating a productive formation with a combination of physical and chemical effects, which provides the maximum reduction of negative technogenic factors leading to a decrease in well productivity and multiple stimulation of the productivity of low-production wells in complicated formation geological conditions , including for high-temperature wells with temperatures up to 125 ° C.
Поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту, а в качестве растворителя - воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in such a way that in the method of processing the bottom-hole zone of the well, including injecting, selling into the zone of the productive formation an acid reagent containing hydrohalic acid, a surfactant, a solvent, technological aging and extraction of products by depressive action, the acid reagent further comprises a complexing agent, acetic, or citric, or boric, or formic, or chloroacetic, or alkyl benzosulfonic acid, and as a solvent, water in the following the ratio of components, wt.%:
В варианте способа поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего, галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, перед закачкой кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт, а кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту, а в качестве растворителя - воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:In a variant of the method, the problem is solved in such a way that in the method for processing the bottom-hole zone of a well, including injecting, selling into the zone of a productive formation an acid reagent containing hydrohalic acid, a surfactant, a solvent, technological aging and extraction of products by depressive action, before injection acid reagent carry out implosive effects on the reservoir, and the acid reagent further comprises a complexing agent, acetic, or lemon, or boric, and whether formic, or chloroacetic, or alkyl benzosulfonic acid, and as a solvent, water in the following ratio of components, wt.%:
В качестве галоидводородной кислоты могут быть использованы, например:As hydrohalic acid can be used, for example:
- ингибированная соляная кислота по ТУ 2112-131-05807960-97, ТУ 6-01-04689381-85-92.- inhibited hydrochloric acid according to TU 2112-131-05807960-97, TU 6-01-04689381-85-92.
- кислота фтористоводородная по ГСТ 2567-89, ГОСТ 10484-78, ТУ 6-09-2622-88.- hydrofluoric acid according to GTS 2567-89, GOST 10484-78, TU 6-09-2622-88.
- ингибированная смесь кислот соляной и фтористоводородной по ТУ 6-01-14-78-91, ТУ 113-08-523-82, ТУ 95-157-90 или смесь галоидводородных кислот.- an inhibited mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids according to TU 6-01-14-78-91, TU 113-08-523-82, TU 95-157-90 or a mixture of hydrohalic acids.
Используют следующие органические кислоты: кислота уксусная по ГОСТ 61-75, кислота лимонная по ГОСТ 3562-69, кислота борная по ГОСТ 9656-75, хлоруксусная кислота по ТУ 2431-286-05763458-00, муравьиная кислота по ГОСТ 5848-73, алкилбензосульфокислота по ТУ 2481-036-04689375-95.The following organic acids are used: acetic acid according to GOST 61-75, citric acid according to GOST 3562-69, boric acid according to GOST 9656-75, chloroacetic acid according to TU 2431-286-05763458-00, formic acid according to GOST 5848-73, alkylbenzenesulfonic acid according to TU 2481-036-04689375-95.
В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ9-6, АФ9-4 по ТУ 38.50724-87, Дипроксамин-157(-65) по ТУ 6-14-614-76 или ТУ 38-1011128-87, Сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81, Реагент СНПХ-8903А по ТУ 2458-314-05765670-2006, Катамин АБ по ТУ 6-01-816-75, ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89, Реагент «Reads», РХП-10 по ТУ 2458-001-72765937-05, Дон-26 или Дон-95 или Катапав по ТУ 2484-006-04706205-93, водно-спиртовой раствор алкилдиметилбензиламмоний хлорида.As a surfactant can be used, for example, Neonol AF 9-12 according to TU 38.507-63-171-91, Neonol AF 9-6 , AF 9-4 according to TU 38.50724-87, Diproxamine-157 (-65) according to TU 6 -14-614-76 or TU 38-1011128-87, Sulfonol NP-3 according to TU 84-509-81, Reagent SNPCH-8903A according to TU 2458-314-05765670-2006, Catamine AB according to TU 6-01-816- 75, IVV-1 according to TU 6-01-407-89, Reagent “Reads”, RHP-10 according to TU 2458-001-72765937-05, Don-26 or Don-95 or Katapav according to TU 2484-006-04706205- 93, a water-alcohol solution of alkyldimethylbenzylammonium chloride.
В качестве комплексообразователя могут быть использованы, например, оксиэтилендифосфонат натрия (ОЭДФК-Na) по ТУ 2439-363-05763-441-2002, Нитрилотри (метиленфосфонато)-цинк натриевая соль по ТУ 2439-004-242-10860-05, Трилон Б по ГОСТ 10652-73.As a complexing agent, for example, sodium oxyethylene diphosphonate (OEDPK-Na) according to TU 2439-363-05763-441-2002, Nitrilotri (methylenephosphonato) -zinc sodium salt according to TU 2439-004-242-10860-05, Trilon B can be used according to GOST 10652-73.
В качестве растворителя используют воду.The solvent used is water.
Кислотный реагент может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного дозирования и перемешивания компонентов в емкости. Готовый кислотный реагент представляет собой стабильную и гомогенную систему, которая обладает комплексными свойствами за счет многофункциональной химической направленности входящих в него компонентов.An acid reagent can be prepared both in industrial production conditions and immediately before use by sequentially dosing and mixing the components in a container. The finished acid reagent is a stable and homogeneous system, which has complex properties due to the multifunctional chemical orientation of its constituent components.
Органические кислоты в качестве сокомпонентов кислотного реагента придают ему свойства, позволяющие использовать реагент при высоких температурах пласта от 105 до 120°C, они менее коррозионно активны, обладают более замедленной скоростью реакции с породой пласта, проявляют свойства хорошего комплексообразователя соединений железа (Fe3+) и вторичных осадков. За счет низкого значения pH и сильных восстановительных свойств органическая кислотная система является эффективным растворителем минералов породы-коллектора и его кольматантов. Кроме того, предложенная композиция на основе органических кислот проявляет минимальную тенденцию к образованию нефтекислотных эмульсий и «сладж-комплексов».Organic acids as co-components of an acid reagent give it properties that allow it to be used at high formation temperatures from 105 to 120 ° C, they are less corrosive, have a slower reaction rate with the formation rock, and exhibit the properties of a good complexing agent of iron compounds (Fe 3+ ) and secondary precipitation. Due to its low pH and strong reducing properties, the organic acid system is an effective solvent for the minerals of the reservoir rock and its colmatants. In addition, the proposed composition based on organic acids exhibits a minimal tendency to form oil-acid emulsions and “sludge complexes”.
В качестве продавочной жидкости может быть использована углеводородная жидкость, например безводная нефть или углеводородные растворители, пластовая вода, 3-7% водный раствор хлористого аммония, или технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др. Осуществляют технологическую выдержку рабочих растворов в пласте в статическом и/или динамическом режимах.As a squeezing fluid, a hydrocarbon fluid, for example, anhydrous oil or hydrocarbon solvents, formation water, a 3-7% aqueous solution of ammonium chloride, or a technological well fluid, for example, a saline aqueous solution, etc. can be used. Technological exposure of working solutions in the reservoir in a static and / or dynamic modes.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.The treatment of producing and injection wells is carried out both separately and simultaneously. It is possible to re-treat production and injection wells.
Перед проведением способа обработки призабойной зоны скважины в условиях нефтепромысла в лаборатории проводят серию экспериментов. На образцах керна, отобранного из ранее пробуренных скважин на залежи или месторождения, проводят следующие виды исследований:Before carrying out a method of processing a bottom-hole zone of a well in an oil field, a series of experiments is conducted in the laboratory. The following types of studies are carried out on core samples taken from previously drilled wells in deposits or deposits:
- рентгеноструктурный анализ, позволяющий определить минералогический состав пород и тип глинистых компонентов;- X-ray diffraction analysis, which allows to determine the mineralogical composition of rocks and the type of clay components;
- литолого-петрографическое исследование керна;- lithological and petrographic core analysis;
- по результатам данных исследований создают химическую рецептуру кислотного реагента;- according to the results of these studies create a chemical formulation of the acid reagent;
- проводят фильтрационные исследования кислотного реагента на керне с целью определения наиболее эффективной, позволяющей в лабораторных условиях максимально увеличить проницаемость образцов керна после их фильтрации;- carry out filtration studies of the acid reagent on the core in order to determine the most effective, allowing in the laboratory to maximize the permeability of core samples after filtering;
- рецептуры опытных образцов кислотных реагентов, показавших высокую интенсифицирующую способность, проверяют и адаптируют на совместимость с пластовыми флюидами месторождения или залежи;- formulations of prototypes of acidic reagents, which have shown a high intensifying ability, are checked and adapted for compatibility with reservoir fluids of a deposit or reservoir;
- по необходимости исследуют на совместимость с жидкостями глушения и расклинивающим материалом в скважине - проппантом;- if necessary, they are examined for compatibility with killing fluids and proppant in the well - proppant;
- проводят обработку призабойной зоны скважины в рамках формулы изобретения.- conduct treatment of the bottomhole zone of the well in the framework of the claims.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Выбирают скважины-кандидаты под обработку. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), скомпонованную струйным насосом и устанавливают на расчетной глубине. В скважину через НКТ в компоновке со струйным насосом закачивают кислотный реагент, продавливают его в пласт продавочной жидкостью. После проведения выдержки на реакцию в течение 1-12 часов осуществляют депрессионное воздействие на пласт струйным насосом для извлечения продуктов реакции на поверхность. По результатам дистанционного контроля КВД, полученного с глубинного манометра на струйном насосе, определяют продуктивность скважины после воздействия и типоразмер насоса, который спускают в скважину и запускают в работу. Кроме того, операция по обработке пласта и его освоению производится за один спуско-подъем, что значительно экономит время и положительно влияет на технико-экономическую успешность способа.Candidate wells for treatment are selected. A string of tubing (tubing), arranged by a jet pump, is lowered into the well and installed at a design depth. Acid reagent is pumped into the well through the tubing in an arrangement with a jet pump, and squeezed into the formation by squeezing fluid. After holding the reaction for 1-12 hours, a depressive effect is applied to the formation by a jet pump to extract reaction products to the surface. According to the results of the remote control of the HPC obtained from the depth gauge on the jet pump, the well productivity is determined after exposure and the size of the pump is lowered into the well and put into operation. In addition, the operation for processing the formation and its development is carried out in one round trip, which significantly saves time and positively affects the technical and economic success of the method.
Извлечение продуктов реакции, вызов притока и освоение скважины может осуществляться всеми известными в отрасли способами, например, с помощью струйного насоса или методом свабирования.The extraction of reaction products, the challenge of inflow and development of the well can be carried out by all methods known in the industry, for example, using a jet pump or swabbing method.
Перед закачкой кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Применение данного вида воздействия перед закачкой кислотного реагента обусловлено негативными факторами воздействия на призабойную зону способов и составов глушения скважин в период ремонта скважины. После глушения скважины жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта и может снизить его фильтрационно-емкостные свойства. Предварительное проведение имплозионного воздействия позволяет «оживить» пласт перед закачкой кислотного реагента путем получения слабого притока из пласта с одновременным выносом на забой кольматантов и собственно жидкости глушения с тем, чтобы улучшить дальнейший контакт кислотного реагента с породой пласта и загрязняющими компонентами с целью увеличить их растворимость в кислотном реагенте и глубокое проникновение в поровое пространство пласта или трещины ГРП. Дополнительно известно, что кроме очистки порового пространства имплозивное воздействие способствует образованию сети новых фильтрационных каналов в виде микротрещин, а следовательно, повышается проницаемость этой зоны.Before injection of the acid reagent, an implosive effect on the formation is performed. The use of this type of exposure before injection of the acid reagent is due to negative impact factors on the bottom-hole zone of methods and compositions for killing wells during the period of well repair. After killing the well, the killing fluid penetrates the bottom-hole zone of the formation and can reduce its filtration-capacitive properties. Preliminary implosion exposure allows you to “revive” the formation before injecting the acid reagent by obtaining a weak inflow from the formation with simultaneous removal of the mud and the killing fluid proper in order to improve further contact of the acid reagent with the formation rock and contaminants in order to increase their solubility in acid reagent and deep penetration into the pore space of the reservoir or hydraulic fractures. It is additionally known that in addition to cleaning the pore space, the implosive effect promotes the formation of a network of new filtration channels in the form of microcracks, and therefore, the permeability of this zone increases.
Для имплозионного воздействия могут быть использованы следующие устройства, например, типа УСИ-3А, УИО-90, УОЗ-4, УОС.For implosion exposure, the following devices can be used, for example, type USI-3A, UIO-90, UOZ-4, UOS.
Принцип имплозионного воздействия основан на том, что в зону продуктивного пласта на колонне НКТ спускается корпус имплозионного устройства, на штангах спускаются 2-3 соединенных между собой плунжера и начинается работа насоса, осуществляемая с помощью подъемного агрегата. При этом возникает многофакторное физическое явление - гидроудар и локальная депрессия, которые в свою очередь создают кратковременное состояние имплозии и волновой импульс с широкой гаммой частот и амплитуд. Многократные импульсы давления способствуют перемещению загрязнений из пласта в ствол скважины, после чего они втягиваются в цилиндр насоса, а затем через плунжер поступают в колонну НКТ и поднимаются на поверхность.The principle of implosion exposure is based on the fact that the body of the implosion device descends into the zone of the reservoir on the tubing string, 2-3 plungers connected to each other descend and the pump starts to work, using the lifting unit. In this case, a multifactorial physical phenomenon arises - hydroblow and local depression, which in turn create a short-term implosion state and wave impulse with a wide range of frequencies and amplitudes. Multiple pressure pulses contribute to the movement of contaminants from the formation into the wellbore, after which they are drawn into the pump cylinder, and then through the plunger enter the tubing string and rise to the surface.
В период проведения технологической выдержки осуществляют депрессионное воздействие на пласт в динамическом режиме. Депрессионное воздействие осуществляют работой струйного насоса в период нахождения кислотного реагента в пласте. При проведении выдержки кислотных растворов в пласте в статическом режиме возможен риск повторного осаждения продуктов реакции в пласте, что может привести к снижению проницаемости. Проведение выдержки кислотного реагента в пласте в динамическом режиме репрессия-депрессия позволяет уменьшить время контакта кислотного реагента с породой пласта за счет увеличения площади контакта. Кроме того, циклическое движение кислотного раствора в пласте в режиме «полоскания» не позволяет продуктам реакции осаждаться в пласте, они находятся в растворенном виде, а в дальнейшем легко извлекаются из пласта в период освоения струйным насосом.During the period of technological exposure carry out depressive effects on the reservoir in a dynamic mode. Depression effect is carried out by the operation of the jet pump while the acid reagent is in the reservoir. When holding acid solutions in the formation in static mode, there is a risk of re-precipitation of the reaction products in the formation, which can lead to a decrease in permeability. Holding the acid reagent in the reservoir in a dynamic mode of repression-depression can reduce the contact time of the acid reagent with the formation rock by increasing the contact area. In addition, the cyclic movement of the acid solution in the formation in the “rinse” mode does not allow the reaction products to precipitate in the formation, they are in dissolved form, and subsequently are easily removed from the formation during the development period by the jet pump.
Для депрессионного воздействия могут быть использованы следующие виды струйных насосов, например, типа Мега-Импульс, СН-3М, УЭГИС-2, ЭМПИ-УГИС.For depressive effects, the following types of jet pumps can be used, for example, Mega-Impulse, SN-3M, UEGIS-2, EMPI-UGIS.
Принцип работы насоса заключается в создании необходимой депрессии на пласт за счет непосредственной передачи гидравлической энергии рабочей жидкостью подсасываемому (инжектируемому) потоку пластового агента за счет принципа инжекции. Источником гидравлической энергии являются центробежные, плунжерные или поршневые насосы с необходимыми напорами и производительностями, расположенными на поверхности, например насосный агрегат. Депрессия на пласт при таком способе создается мгновенно и легко регулируется производительностью насосного агрегата.The principle of operation of the pump is to create the necessary depression on the reservoir due to the direct transfer of hydraulic energy by the working fluid to the suction (injected) stream of the reservoir agent due to the principle of injection. The source of hydraulic energy is centrifugal, plunger or piston pumps with the necessary pressure and capacity located on the surface, for example, a pump unit. Depression on the formation with this method is created instantly and is easily regulated by the performance of the pumping unit.
Предложенный способ позволяет значительно повысить успешность геолого-технических мероприятий на скважине.The proposed method can significantly increase the success of geological and technical measures at the well.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по осуществлению способа обработки призабойной зоны скважины в промысловых условиях.To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples of the implementation of the method of processing the bottom-hole zone of the well in the field.
Пример 1Example 1
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №6222 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК10 и ЮК11. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 4,0 м3 /сут, дебит по нефти - 2,8 м3 /сут, обводненность - 15%. В скважину спускают колону НКТ с компоновкой струйного насоса. Закачивают 18 м3 кислотного реагента №1 (из таблицы №2) и продавливают в пласт технической водой объемом 12 м3. После технологической выдержки в течение 4 часов продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионно-репрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 25 м3/сут, по нефти - 14,9 м3/сут, обводненностью - 27%. Прирост по нефти составил 12,1 м3/сут.The bottom-hole zone of the low-production oil well No. 6222 of the Talinsky square of the Krasnoleninsky field is processed. The well exploits the productive strata of the Sherkalinskaya suite YuK 10 and YuK 11 . Formation temperature above 100 ° C. The liquid flow rate of the well before treatment is 4.0 m 3 / day, the oil flow rate is 2.8 m 3 / day, and the water cut is 15%. A tubing string with a jet pump layout is lowered into the well. Inject 18 m 3 of acid reagent No. 1 (from table No. 2) and push it into the reservoir with industrial water with a volume of 12 m 3 . After technological exposure for 4 hours, the reaction products are removed from the near-wellbore zone by means of a depressive-repressive action with a jet pump and the well is put into operation with a flow rate of 25 m 3 / day for oil, 14.9 m 3 / day for oil, and 27% water cut . The increase in oil amounted to 12.1 m 3 / day.
Пример 2Example 2
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №3086 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК10 и ЮК11. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 12,0 м3/сут, дебит по нефти - 8,3 м3/сут, обводненность - 4%. Предварительно до закачки кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Затем проводят работы аналогично примеру 1. После технологической выдержки в течение 6 часов, продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионно-репрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 31 м3/сут, по нефти - 12,6 м3/сут, обводненностью - 50%. Прирост по нефти составил 4,3 м3/сут.The bottom-hole zone of a low-production oil well No. 3086 of the Talinsky area of the Krasnoleninsky field is processed. The well exploits the productive strata of the Sherkalinskaya suite YuK 10 and YuK 11 . Formation temperature above 100 ° C. The liquid flow rate of the well before treatment is 12.0 m 3 / day, the oil flow rate is 8.3 m 3 / day, and the water cut is 4%. Prior to injection of the acid reagent, an implosive effect on the formation is performed. Then work is carried out analogously to example 1. After technological exposure for 6 hours, the reaction products from the near-wellbore zone are extracted by means of a depressive-repressive action with a jet pump and the well is launched into operation with a fluid rate of 31 m 3 / day and oil - 12.6 m 3 / day, water cut - 50%. The increase in oil amounted to 4.3 m 3 / day.
Пример 3Example 3
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №2873 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК10 и ЮК11. Температура пласта выше 100°C. Дебит скважины по жидкости до обработки составляет 5,0 м3/сут, дебит по нефти - 3,9 м3/сут, обводненность - 4%. Предварительно до закачки кислотного реагента осуществляют имплозионное воздействие на пласт. Затем проводят работы аналогично примеру 1. После технологической выдержки в динамическом депрессионно-репрессионном режиме, созданном с помощью струйного насоса в течение 2 часов, продукты реакции из прискважинной зоны извлекают путем депрессионного воздействия струйным насосом и запускают скважину в работу с дебитом по жидкости 23 м3/сут, по нефти - 17,4 м3/сут, обводненностью -7%. Прирост по нефти составил 13,5 м3/сут.The bottom-hole zone of the low-production oil well No. 2873 of the Talinsky square of the Krasnoleninsky field is processed. The well exploits the productive strata of the Sherkalinskaya suite YuK 10 and YuK 11 . Formation temperature above 100 ° C. The liquid flow rate of the well before treatment is 5.0 m 3 / day, the oil flow rate is 3.9 m 3 / day, and the water cut is 4%. Prior to injection of the acid reagent, an implosive effect on the formation is performed. Then work is carried out analogously to example 1. After technological exposure in a dynamic depression-repression mode, created using a jet pump for 2 hours, the reaction products from the borehole zone are extracted by means of a depressive action by a jet pump and the well is launched into operation with a fluid flow rate of 23 m 3 / day, for oil - 17.4 m 3 / day, water cut -7%. The increase in oil amounted to 13.5 m 3 / day.
Пример 4Example 4
Обрабатывают призабойную зону низкодебитной нефтедобывающей скважины №11234 Талинской площади Красноленинского месторождения. Скважина эксплуатирует продуктивные пласты шеркалинской свиты ЮК10 и ЮК11. Проводят работы аналогично вышеописанным примерам. Общий объем закачки составил 17 м3.The bottom hole zone of a low-production oil well No. 11234 of the Talinsky square of the Krasnoleninsky field is processed. The well exploits the productive strata of the Sherkalinskaya suite YuK 10 and YuK 11 . Work is carried out similarly to the above examples. The total injection volume was 17 m 3 .
Примеры 5-8 осуществляют аналогично описанным.Examples 5-8 are carried out similarly as described.
Пример 9 - прототип.Example 9 is a prototype.
Данные по примерам 1-9 сведены в таблицу 1, а по составу в таблицу 2.The data for examples 1-9 are summarized in table 1, and the composition in table 2.
Результаты, представленные в таблице 1, показывают, что при использовании заявленного способа достигается значительная интенсификация притока нефти из пласта. Кроме того, применение данной технологии позволяет увеличить производительность низкодебитных и малорентабельных (убыточных) скважин действующего фонда, а также сократить бездействующий фонд, в том числе в скважинах, эксплуатирующихся в осложненных высокотемпературных условиях, поскольку перечисленный способ позволяет проводить обработку призабойной зоны скважины с температурами до 125°C.The results presented in table 1 show that when using the inventive method, a significant intensification of the influx of oil from the reservoir is achieved. In addition, the use of this technology allows to increase the productivity of low-yield and unprofitable (unprofitable) wells of the existing stock, as well as to reduce inactive stock, including in wells operating in complicated high-temperature conditions, since the above method allows processing the bottom-hole zone of the well with temperatures up to 125 ° C.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010122376/03A RU2467164C2 (en) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Method of bottom hole formation zone processing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010122376/03A RU2467164C2 (en) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Method of bottom hole formation zone processing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010122376A RU2010122376A (en) | 2011-12-10 |
| RU2467164C2 true RU2467164C2 (en) | 2012-11-20 |
Family
ID=45405168
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010122376/03A RU2467164C2 (en) | 2010-06-01 | 2010-06-01 | Method of bottom hole formation zone processing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2467164C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528803C1 (en) * | 2013-07-01 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure |
| RU2576252C2 (en) * | 2014-01-29 | 2016-02-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Method of bottom-hole zone treatment |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2614994C1 (en) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone |
| RU2630938C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning and treating bottomhole zone of horizontal well in bitumen deposit |
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107325329B (en) * | 2017-06-22 | 2019-02-15 | 中国科学院宁波材料技术与工程研究所 | A halogen-free flame retardant and polymer material containing the flame retardant |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2076131C1 (en) * | 1994-08-05 | 1997-03-27 | Илиза Загитовна Ахметшина | Composition for chemical treatment of wells |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2213861C1 (en) * | 2002-07-09 | 2003-10-10 | ООО Промышленно-строительная компания "Дом" | Method of treatment of bottomhole formation zone |
| RU2235871C2 (en) * | 2002-10-31 | 2004-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acidic composition for treating face-adjacent bed section |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2319832C2 (en) * | 2005-10-19 | 2008-03-20 | Шафагат Фахразович Тахаутдинов | Method to complete well with carbonate productive reservoir penetrated with radial channels |
| RU2319727C1 (en) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
| RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
| RU2368769C2 (en) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Bottom-hole formation zone treatment method |
| RU2008112645A (en) * | 2008-04-01 | 2009-10-10 | Сергей Борисович Бекетов (RU) | COMPOSITION FOR THE INTENSIFICATION OF A FLOW OF HYDROCARBONS IN TERRIGENOUS COLLECTORS |
-
2010
- 2010-06-01 RU RU2010122376/03A patent/RU2467164C2/en active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2076131C1 (en) * | 1994-08-05 | 1997-03-27 | Илиза Загитовна Ахметшина | Composition for chemical treatment of wells |
| RU2181832C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Method of treatment of bottom-hole zone with chemical reagent |
| RU2213861C1 (en) * | 2002-07-09 | 2003-10-10 | ООО Промышленно-строительная компания "Дом" | Method of treatment of bottomhole formation zone |
| RU2235871C2 (en) * | 2002-10-31 | 2004-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Acidic composition for treating face-adjacent bed section |
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2319832C2 (en) * | 2005-10-19 | 2008-03-20 | Шафагат Фахразович Тахаутдинов | Method to complete well with carbonate productive reservoir penetrated with radial channels |
| RU2319727C1 (en) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
| RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
| RU2368769C2 (en) * | 2007-10-17 | 2009-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург " (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Bottom-hole formation zone treatment method |
| RU2008112645A (en) * | 2008-04-01 | 2009-10-10 | Сергей Борисович Бекетов (RU) | COMPOSITION FOR THE INTENSIFICATION OF A FLOW OF HYDROCARBONS IN TERRIGENOUS COLLECTORS |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528803C1 (en) * | 2013-07-01 | 2014-09-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure |
| RU2576252C2 (en) * | 2014-01-29 | 2016-02-27 | Олег Марсимович Мирсаетов | Method of bottom-hole zone treatment |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2614994C1 (en) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone |
| RU2630938C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-09-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning and treating bottomhole zone of horizontal well in bitumen deposit |
| RU2717850C1 (en) * | 2019-08-02 | 2020-03-26 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Reagent composition for dissolving carbonate colmatant |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2810380C1 (en) * | 2023-02-13 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treating bottom-hole formation zone |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010122376A (en) | 2011-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2467164C2 (en) | Method of bottom hole formation zone processing | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2014134812A (en) | METHOD FOR INCREASING EFFICIENCY OF HYDRAULIC RIP OPERATION | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| RU2007100657A (en) | METHOD FOR PROCESSING BOILER ZONE OF OIL LINE | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2042803C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
| RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
| RU2554962C1 (en) | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir | |
| RU2319726C1 (en) | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone | |
| RU2189440C1 (en) | Method of treatment of well bottom-hole zone and device for method embodiment | |
| RU2462586C2 (en) | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation | |
| RU2579095C1 (en) | Method of developing low-permeability oil reservoirs | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2188310C1 (en) | Method of producing formation stimulation and device for method embodiment | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2810380C1 (en) | Method for treating bottom-hole formation zone | |
| RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
| RU2417309C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of terrigenous reservoir | |
| RU2237805C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent well zone | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir |