RU2752299C1 - Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752299C1 RU2752299C1 RU2021100574A RU2021100574A RU2752299C1 RU 2752299 C1 RU2752299 C1 RU 2752299C1 RU 2021100574 A RU2021100574 A RU 2021100574A RU 2021100574 A RU2021100574 A RU 2021100574A RU 2752299 C1 RU2752299 C1 RU 2752299C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- acid
- induction heater
- acid composition
- temperature
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 26
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 6
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 6
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241001493096 Apple stem pitting virus Species 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта кислотными составами и может быть использовано для увеличения притока жидкости и нефти к скважинам, с помощью которых ведется разработка гидрофобизированных карбонатных пластов.The invention relates to methods for intensifying oil production from carbonate reservoirs by treating the bottomhole formation zone with acid compositions and can be used to increase the inflow of liquid and oil to wells, which are used to develop hydrophobized carbonate formations.
Для повышения эффективности применения соляно-кислотных обработок в карбонатных породах необходимо на первом этапе удалять с поверхности продуктивного коллектора асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ) для организации непосредственного контакта соляной кислоты с карбонатными минералами, например кальцитами или доломитами. Удаление АСПВ осуществляют закачкой органического растворителя или соляной кислоты повышенной температурой. Кислота должна иметь температуру, превышающую температуру плавления парафина в пластовых условиях. Температура плавления АСПВ для многих месторождений колеблется в пределах 45-55°С, но имеются и уникальные месторождения, например имени Романа Требса в Тимано-Печорском нефтегазоносной провинции, где величина этого параметра доходит до 85-90°С.To increase the efficiency of the use of hydrochloric acid treatments in carbonate rocks, it is necessary at the first stage to remove asphalt-resin-paraffinic substances (APW) from the surface of the productive reservoir to organize direct contact of hydrochloric acid with carbonate minerals, for example, calcites or dolomites. Removal of ASPV is carried out by pumping an organic solvent or hydrochloric acid at an elevated temperature. The acid must have a temperature higher than the wax melting point in reservoir conditions. The melting temperature of ASPV for many fields ranges from 45-55 ° C, but there are also unique fields, for example, the name of Roman Trebs in the Timan-Pechora oil and gas province, where the value of this parameter reaches 85-90 ° C.
Очевидным является то, что для условий проведения термокислотной обработки определенного нефтенасыщенного пласта необходимо выполнение двух условий:It is obvious that for the conditions of thermal acid treatment of a certain oil-saturated reservoir, two conditions must be met:
- знание температуры плавления tпл АСПВ в пластовых условиях;- knowledge of the melting temperature t pl ASPV in reservoir conditions;
- обеспечение температуры кислотного состава в зоне пласта в роли теплопередающей жидкости выше параметра tпл.- ensuring the temperature of the acid composition in the formation zone in the role of a heat-transfer fluid above the parameter t pl .
Известен способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (пат. РФ № 2675617, Е21В 43/24, опуб. 2018 г.) заключающийся в том, что в зону реагирования в контейнере на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают металлический магний, алюминий или цинк в виде стержней диаметром 30-35 мм и длиной до 1 м или в виде гранул, затем закачивают нитрат аммония в виде гомогенного 50-70%-ного водного раствора. Продавливают раствор нитрата аммония водой или нефтью в продуктивный пласт, затем закачивают 15-20%-ную соляную кислоту в количестве 110-120 частей на одну часть магния, алюминия или цинка, продавку раствора нитрата аммония в продуктивный пласт осуществляютThere is a known method of thermal acid treatment of oil and gas reservoirs (US Pat. RF No. 2675617, E21B 43/24, publ. 2018), which consists in the fact that metal magnesium, aluminum or zinc in the form of rods are lowered into the reaction zone in a container on tubing tubing with a diameter of 30-35 mm and a length of up to 1 m or in the form of granules, then ammonium nitrate is pumped in the form of a homogeneous 50-70% aqueous solution. The ammonium nitrate solution is pushed into the reservoir with water or oil, then 15-20% hydrochloric acid is injected in the amount of 110-120 parts per one part of magnesium, aluminum or zinc, the ammonium nitrate solution is pushed into the reservoir.
Особенность изобретения - использование нескольких компонентов, причем для успешного осуществления процесса, каждый компонент должен использоваться в соответствии с технологическим регламентом, что, безусловно, увеличивает временные и экономические затраты. Основной недостаток способа - нет возможности регулировать температуру закачиваемых жидкостей в продуктивный пласт.A feature of the invention is the use of several components, and for the successful implementation of the process, each component must be used in accordance with the technological regulations, which, of course, increases the time and economic costs. The main disadvantage of this method is that it is not possible to regulate the temperature of the injected fluids into the reservoir.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с использованием технологии термокислотного воздействия на карбонатные породы. Основа существующей технологии - использование тепловой энергии, которая образуется при взаимодействии раствора соляной кислоты с металлическим магнием (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов - М.: Изд-во «Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007 г., источник информации на стр. 253-256). Эта реакция протекает с выделением тепловой энергии, которая нагревает раствор кислоты и пласт, расплавляет парафиновые и смолистые отложения. Оставшийся кислотный раствор, после взаимодействия с магнием, растворяет очищенную от отложений карбонатную породу, увеличивая размеры каналов и трещин, по которым пластовая продукция поступает в скважину.A known method of treatment of the bottomhole formation zone (BHZ) using the technology of thermoacid impact on carbonate rocks. The basis of the existing technology is the use of thermal energy, which is formed by the interaction of a solution of hydrochloric acid with metallic magnesium (IT Mishchenko. Downhole oil production: Textbook for universities - M .: Publishing house "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas. I.M. Gubkina, 2007, source of information on pp. 253-256). This reaction proceeds with the release of thermal energy, which heats the acid solution and the formation, melts paraffinic and resinous deposits. The remaining acidic solution, after interacting with magnesium, dissolves the carbonate rock cleaned from sediments, increasing the size of channels and cracks through which formation products enter the well.
Недостатком данного способа являются то, что температура соляной кислоты может меняться в широком диапазоне в зависимости от объемного расхода прокачиваемой кислоты, она неизвестна персоналу и нет возможности регулировать температуру кислоты, подаваемую в нефтенасыщенный пласт.The disadvantage of this method is that the temperature of hydrochloric acid can vary over a wide range depending on the volumetric flow rate of the pumped acid, it is unknown to the personnel and there is no way to regulate the temperature of the acid supplied to the oil-saturated reservoir.
Еще одним недостатком метода является снижение концентрации кислотного раствора при реагировании его с магнием. В данном случае использование выскоконцентрированной кислоты, для предотвращения снижения активности способствует интенсификации коррозионных процессов в оборудовании, что приводит к отрицательному эффекту от обработки. Это минимизирует вероятность применения высококонцентрированных растворов.Another disadvantage of the method is a decrease in the concentration of an acidic solution when it reacts with magnesium. In this case, the use of highly concentrated acid to prevent a decrease in activity contributes to the intensification of corrosion processes in the equipment, which leads to a negative effect from processing. This minimizes the likelihood of using highly concentrated solutions.
Технической задачей предлагаемого изобретения является совершенствование технологического процесса осуществления термокислотной обработки гидрофобизированных карбонатных нефтенасыщенных коллекторов путем обеспечения температуры закачиваемого в пласт кислотного состава выше температуры плавления асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности пластообразующих пород.The technical objective of the present invention is to improve the technological process for the implementation of thermoacid treatment of hydrophobized carbonate oil-saturated reservoirs by ensuring the temperature of the acid composition injected into the formation is higher than the melting temperature of asphalt-resin-paraffinic substances on the surface of the formation rocks.
Техническая задача по изобретению решается тем, что по способу термокислотной обработки призабойной зоны пласта, заключающемуся в спуске колонны насосно-компрессорных труб до продуктивного пласта, герметизации межтрубного пространства пакером, нагреве кислотного состава в стволе скважины и закачке горячей кислоты в пласт, на колонне насосно-компрессорных труб в скважину спускают индукционный нагреватель с турбулизатором потока в его верхней части и датчиком температуры в его нижней части с функцией передачи данных по температуре окружающей среды по силовому кабелю электропитания нагревателя на станцию управления процессом закачки. Индукционный нагреватель располагают над пластом для поддержания температуры кислотного состава на необходимом уровне путем регулирования мощности индукционного нагревателя и объемного расхода кислотного состава.The technical problem according to the invention is solved by the fact that according to the method of thermal acid treatment of the bottomhole formation zone, which consists in running the tubing string to the productive formation, sealing the annular space with a packer, heating the acid composition in the wellbore and pumping hot acid into the formation, on the pumping string. an induction heater with a flow turbulator in its upper part and a temperature sensor in its lower part with the function of transmitting data on the ambient temperature through the power cable of the heater power supply to the pumping process control station is lowered into the well. An induction heater is placed above the formation to maintain the temperature of the acid composition at the required level by adjusting the power of the induction heater and the volumetric flow rate of the acid composition.
Известен индукционный нагреватель «ТермИТ-3», основные характеристики которого приведены в публикации «Усовершнествование термического метода повышения производительности добывающих скважнин с высоковязкой и парафинистой» авторов: Владимиров А.В., Колевантов А.Н., Насыров A.M. (сборник тезисов IX Научно - практической конференции - 2019. - Ижевск: Институт компьютерных исследований - С. 373-377). Индукционный нагреватель состоит из трех составляющих: автоматизированной станции управления, кабельной линии и погружного блока - индуктора. Работа индукционного нагревателя основывается на преобразовании энергии электромагнитного поля в тепловую энергию. Магнитное поле генерируется индуктором, который представлен многовитковыми цилиндрическими катушками, соединенными в модули. Проходя через эти катушки, переменный электрический ток возле них создает переменное магнитное поле. Вихревые потоки, образуемые от переменного тока, трансформируют электрическую энергию в тепло, которая нагревает протекающую в полости катушек жидкость.Known induction heater "TermIT-3", the main characteristics of which are given in the publication "Improvement of the thermal method for increasing the productivity of producing wells with high viscosity and paraffinic" authors: Vladimirov AV, Kolevantov AN, Nasyrov A.M. (collection of abstracts of the IX Scientific and Practical Conference - 2019. - Izhevsk: Institute of Computer Research - pp. 373-377). An induction heater consists of three components: an automated control station, a cable line and an immersion unit - an inductor. The operation of an induction heater is based on converting the energy of an electromagnetic field into thermal energy. The magnetic field is generated by an inductor, which is represented by multi-turn cylindrical coils connected in modules. Passing through these coils, an alternating electric current near them creates an alternating magnetic field. Eddy currents generated by alternating current transform electrical energy into heat, which heats the fluid flowing in the cavity of the coils.
Способ реализуется по схеме, приведенной на фигуре, где позициями указано следующее: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - насосно-компрессорные трубы, 3 - пакерующее устройство, 4 - индукционный нагреватель, 5 - воронка, 6 - датчик температуры, 7 - силовой кабель электропитания с функцией обратной связи от датчика температуры, 8 - станция управления процессом закачки кислоты, 9 - насосный агрегат типа ЦА-320, 10 - устьевой расходомер, 11 - карбонатный пласт, 12 - турбулизатор потока жидкости.The method is implemented according to the scheme shown in the figure, where the positions indicate the following: 1 - well casing, 2 - tubing, 3 - packer, 4 - induction heater, 5 - funnel, 6 - temperature sensor, 7 - power cable a power supply with a feedback function from a temperature sensor, 8 - an acid injection process control station, 9 - a pumping unit of the TsA-320 type, 10 - a wellhead flow meter, 11 - a carbonate formation, 12 - a fluid flow turbulator.
Термокислотноая обработка призабойной зоны пласта проводится в следующем порядке:Thermal acid treatment of the bottomhole formation zone is carried out in the following order:
1. В лабораторных условиях определяется температура плавления АСПВ в модели карбонатного коллектора месторождения.1. In laboratory conditions, the melting point of ARWS is determined in the model of the carbonate reservoir of the field.
2. Насосным агрегатом 9 в колонну НКТ 2 через расходомер 10 закачивают соляную или иной кислотный состав. Одновременно с этим через станцию управления 8 включают в действие индукционный нагреватель 4.2. Pumping unit 9 into the
3. Уже до подхода кислотного состава с помощью расходомера 10 и индукционного нагревателя 4 регулируется температура идущего вниз потока жидкости (технической воды или нефти).3. Even before the approach of the acid composition, the temperature of the downward flow of liquid (industrial water or oil) is regulated by means of a
4. Равномерность нагрева идущей вниз сквозь нагреватель 4 жидкости достигается его смешением турбулизатором 12.4. The uniformity of heating of the liquid going down through the
5. В момент поступления кислотного состава в устройство 4 организуется дополнительный контроль за температурой раствора кислоты так, чтобы он был выше температуры плавления АСПВ, накопившихся в поровом пространстве пласта.5. At the moment the acid composition enters the
6. Необходимая температура, фиксируемая датчиком 6, достигается изменением режима работы устройств 9 и 4. Например, для повышения температуры необходимо:6. The required temperature recorded by the
- снизить объемный расход закачки кислотного раствора насосным агрегатом 9 и одновременно повысить электрическую мощность индукционного нагревателя 4;- to reduce the volumetric flow rate of pumping the acid solution by the pumping unit 9 and at the same time to increase the electric power of the
- для снижения температуры закачиваемой кислоты надо действовать в обратном порядке.- to reduce the temperature of the pumped acid, proceed in the reverse order.
По изобретению решается существующая сегодня задача - в пласт подается кислота с необходимой температурой. Асфальтосмолопарафиновые соединения расплавляются и вслед идущей кислотой перемещаются вглубь и на периферию карбонатного пластового массива. Свежие порции соляной кислоты реагируют с очищенной карбонатной породой, образуются червоточины, повышается проницаемость пласта с последующим ростом дебита скважины по жидкости и по нефти.The invention solves the problem existing today - an acid with the required temperature is fed into the formation. The asphalt-resin-paraffin compounds are melted and, following the acid, they move into the depths and to the periphery of the carbonate formation massif. Fresh portions of hydrochloric acid react with the refined carbonate rock, wormholes are formed, the permeability of the formation increases, followed by an increase in the flow rate of the well for liquid and oil.
По мнению авторов в предложенном способе реализован принцип контролируемого и управляемого технологического процесса кислотного воздействия на пласт путем организации информационной картины процесса с помощью датчика температуры и линии обратной связи.According to the authors, the proposed method implements the principle of a controlled and controlled technological process of acid stimulation of the formation by organizing an information picture of the process using a temperature sensor and a feedback line.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100574A RU2752299C1 (en) | 2021-01-13 | 2021-01-13 | Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100574A RU2752299C1 (en) | 2021-01-13 | 2021-01-13 | Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2752299C1 true RU2752299C1 (en) | 2021-07-26 |
Family
ID=76989427
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021100574A RU2752299C1 (en) | 2021-01-13 | 2021-01-13 | Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752299C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1668645A1 (en) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Thermo-acid bottom-hole treatment |
| RU2209960C2 (en) * | 2001-01-17 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method of bottomhole oil formation zone treatment and device for method embodiment |
| US7559367B2 (en) * | 2005-10-24 | 2009-07-14 | Shell Oil Company | Temperature limited heater with a conduit substantially electrically isolated from the formation |
| RU134575U1 (en) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE |
| RU2675617C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Method of thermal acid treatment of oil and gas plates (options) |
-
2021
- 2021-01-13 RU RU2021100574A patent/RU2752299C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1668645A1 (en) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Thermo-acid bottom-hole treatment |
| RU2209960C2 (en) * | 2001-01-17 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им.В.Д.Шашина | Method of bottomhole oil formation zone treatment and device for method embodiment |
| US7559367B2 (en) * | 2005-10-24 | 2009-07-14 | Shell Oil Company | Temperature limited heater with a conduit substantially electrically isolated from the formation |
| RU134575U1 (en) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE |
| RU2675617C1 (en) * | 2017-12-25 | 2018-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Method of thermal acid treatment of oil and gas plates (options) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| И.Т. МИЩЕНКО. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов - М.: Изд-во "Нефть и Газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007 г., стр. 253-256. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2379494C1 (en) | Highly viscous oil fields production method | |
| AU2012379683B2 (en) | Enhanced geothermal systems and methods | |
| AU2009303604B2 (en) | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations | |
| CA2916351C (en) | Apparatus and methods for stimulating reservoirs using fluids containing nano/micro heat transfer elements | |
| US9670761B2 (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US20160265325A1 (en) | Downhole induction heater for oil and gas wells | |
| US20170137704A1 (en) | Apparatus and Methods for Stimulating Reservoirs Using Fluids Containing Nano/Micro Heat Transfer Elements | |
| US11965677B2 (en) | System, method, and composition for geothermal heat harvest | |
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| WO2014058777A1 (en) | Method for heating a subterranean formation penetrated by a wellbore | |
| RU2752299C1 (en) | Method for thermal acid treatment of bottomhole formation zone | |
| US20120325481A1 (en) | Process for obtaining viscous mineral oil from an underground deposit | |
| Al-Obaidi et al. | Thermal cycle optimization when processing the bottom-hole zone of wells | |
| CN109441400A (en) | A kind of device and method of gas-lift production well Paraffin Removal | |
| RU2672272C2 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits | |
| CA2926346C (en) | Method of development of a deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| CN109809573A (en) | A kind of steam flooding field recovered water corrosion inhibiter and preparation method thereof | |
| CN209145562U (en) | A kind of device of gas-lift production well Paraffin Removal | |
| RU132127U1 (en) | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE | |
| RU2794877C1 (en) | Method for influencing the oil reservoir | |
| RU2266392C2 (en) | Method for well cleaning of asphalt-tar-paraffin and sulfide deposits | |
| RU2537452C1 (en) | Procedure for well swabbing by viscous fluid and device for its implementation | |
| RU2792124C1 (en) | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir | |
| RU2778919C1 (en) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation | |
| RU2296856C1 (en) | Method for highly-viscous oil production |