CN112031721A - 一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 - Google Patents
一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112031721A CN112031721A CN202010957012.9A CN202010957012A CN112031721A CN 112031721 A CN112031721 A CN 112031721A CN 202010957012 A CN202010957012 A CN 202010957012A CN 112031721 A CN112031721 A CN 112031721A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- acid
- gas
- atomized
- permeability
- acidification
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 124
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 27
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 10
- 239000013589 supplement Substances 0.000 abstract description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- -1 and the like Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
本发明涉及一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法。该方法包括以下步骤：1)试压，按设计要求试压，不刺不漏为合格；2)注入前置段塞；3)酸化：3.1)根据地层情况，选择气体和酸液类型；3.2)根据酸化地层条件及气液比确定气体和酸液用量；3.3)利用雾化发生器将气体和酸液进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；4)注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；5)关井反应。本发明可延伸酸化半径、有效补充地层能量、提升酸液有效性能、减少地层二次伤害。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法。
背景技术
酸化是现今油田开发油藏及改善油水井地层孔隙堵塞状况的主要措施之一，通过向地层注入酸液，使岩石孔隙中的矿物成分、胶结物及井筒作业、采油及注水作业过程中造成储层污堵的杂质溶解，以增加油层的孔隙度和渗透率，达到增产增注的目的。当前常用的酸液体系有无机酸、有机酸、粉状酸、多组分酸、稠化酸、乳化酸、胶化酸、泡沫酸等。
影响酸液酸化效果的主要因素有酸液类型及浓度、地层温度及酸液注入速度等。一般情况下，酸液中H+浓度及地层温度越高，酸液注入速度越快，酸化反应速度越快。然而，酸化过程中，反应速度过快，会造成近井地带储层过度溶蚀，部分酸液浪费，无法有效延伸至预期区域，使酸化半径减小，甚至酸液沉淀导致地层孔隙堵塞；反应速度过慢，则会延长作业周期并增加作业成本，更主要的是，长时间受地层温度及压力的影响，会使酸液性能发生变化，从而影响酸化的预期效果，使措施有效期减短，影响地层能量的补充。同时，常规酸化完成后酸液返排不彻底，地层孔隙中容易积存部分残留酸液及酸化产生的残渣，在采油或注水过程中经油流或水流长期冲刷，沉积后再次堵塞地层孔隙，造成二次伤害。
发明内容
本发明的目的在于提供一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，通过控制酸液的形态，使所述酸液雾化呈气溶胶状态，在注入油藏裂缝及孔隙后，具有很好的流通延伸性，能够延伸至地层深处及致密地层孔隙中，扩大有效酸化范围。同时，雾化状态能够有效降低酸液与岩石接触的机会，减少酸液的浪费并降低酸在部分孔隙中的沉积残留，降低二次伤害，并且酸的有效利用性能也能够得到充分提升。从而达到改善地层渗透率和增产增注的目的。另外，雾化酸中的气体也能很好的补充地层能量。
本发明的技术解决方案是：本发明为一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特殊之处在于：该方法包括以下步骤：
本发明采用的技术解决方案是：本发明为一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特殊之处在于：该方法包括以下步骤：
1)试压，按设计要求试压，不刺不漏为合格；
2)注入前置段塞；
3)酸化：
3.1)根据地层情况，选择气体和酸液类型；
3.2)根据酸化地层条件及气液比确定气体和酸液用量；
3.3)利用雾化发生器将气体和酸液进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；
4)注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；
5)关井反应。
优选的，步骤3.1)中酸液采用常规酸化所用酸液体系，针对特定油藏选择适合油藏特点且可雾化形成气溶胶状态的酸液，包括但不限于无机酸、有机酸等。
优选的，步骤3.1)中气体包括但不限于对井筒和地层无伤害作用的二氧化碳、氮气、烟道气、天然气、液态二氧化碳、液态氮气等，以及两种或两种以上混合气等。
优选的，步骤3.2)中所述气体与酸液进行混合的气液比应符合雾化发生器的使用条件，一般为1％-5％体积比；产生雾化酸液滴大小应满足地层渗透条件。
优选的，步骤3.2)中气体用量还应根据需要酸化的井况及地层参数计算确定；酸液用量及浓度根据需要酸化的范围及地层参数计算确定，气体及酸液用量计算方式与现有技术相同。
优选的，步骤5)中关井反应时间应符合设计要求，设计要求与现有技术相同。
优选的，步骤5)之后还包括步骤6)反应时间达到预期后，放喷、返排、并记录返排。
本发明通过雾化方法改变用于酸化酸液注入形态，使其以气溶胶的雾化形态注入油藏裂缝及孔隙。本方法与常规酸相比，气溶胶形态的雾化酸在注入油藏裂缝及孔隙后，具有很好的流通延伸性，能够延伸至地层深处及致密地层孔隙中，扩大有效酸化范围。同时，雾化状态能够有效降低酸液与岩石接触的机会，减少酸液的浪费并降低酸在部分孔隙中的沉积残留，降低二次伤害，酸的有效利用性能也能够得到充分提升，从而达到改善地层渗透率和增产增注的目的。另外，雾化酸中的气体也能很好的补充地层能量。
因此，本发明具有以下有益效果：
1、本发明所述的雾化酸酸化相比常规的酸液酸化，以气溶胶状态的雾化酸，H+均匀分散于气体中，减少了酸液在地层孔隙中的沉积和聚集，随着雾化酸的延伸分散，酸化时间得到延长，酸的有效利用率及酸化效果得到充分提升；并能够有效改善地层渗透率；
2、本发明所述的气溶胶状态的雾化酸具有很好的流通性，能够快速并均匀的进入地层深处及细小岩石孔隙中，提升酸化半径及有效酸化范围；
3、本发明所述的雾化酸酸化能够有效降低酸液与岩石的接触机会，减少酸液对岩石的过度溶蚀以及酸液在部分孔隙中的沉积残留；
4、本发明所述的雾化酸酸化因含有气体，能够有效补充地层能量；
5、本发明所述的雾化酸酸化后，能够很好的返排残酸，并带出溶蚀产物，减少地层裂缝及孔隙的二次伤害及堵塞。
具体实施方式
下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细描述。
本发明的酸化步骤与油水井常规酸化施工步骤相同；
雾化酸注入地层前需注入一定量的前置段塞；
雾化酸注入完成后，需注入一定量的顶替液；并关井反应，反应完成后排液，并根据要求记录排液数据。
实施例1某油井酸化
本实施例给出一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，具体包括以下步骤：
1)试压，按设计要求压力试压35Mpa，稳压10min，不刺不漏为合格；
2)注入前置段塞；
3)酸化：
3.1)根据地层情况，确定用气体为二氧化碳、酸液为土酸；
3.2)气体及酸液用量依酸化地层条件根据气液比2％体积比计算确定，根据设计：施工压力为12MPa，气体实际用量为84m3；酸液实际用量为35m3，酸液浓度为：12％盐酸+1％氢氟酸；
3.3)利用雾化发生器将二氧化碳气体及土酸进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；
4)雾化酸注入完成后，再次注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；
5)关井反应30min；
6)反应时间达到预期后，放喷，返排，并记录返排液量。
该井酸化前产液3.12吨，地层压力5.247MPa；酸化后日产液12.6吨，地层压力9.937MPa。
实施例2某油井酸化
本实施例给出一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，具体包括以下步骤：
1)试压，按设计要求压力试压25Mpa，稳压15min，不刺不漏为合格；
2)注入前置段塞；
3)酸化：
3.1)根据地层情况及相关参数，确定用气体为氮气、酸液为盐酸；
3.2)及酸液用量依酸化地层条件根据气液比5％体积比计算确定，根据设计：施工压力为15MPa，气体实际用量为80m3；酸液实际用量为10m3，酸液浓度为10％；
3.3)利用雾化发生器将氮气及盐酸进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；
4)雾化酸注入完成后，注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；
5)关井反应30min；
6)反应时间达到预期后，放喷，返排，并记录返排液量。
该井酸化前产液1.25吨，地层压力6.6MPa；酸化后日产液7.9吨，地层压力8.563MPa。
实施例3某油井酸化
本实施例给出一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，具体包括以下步骤：
1)试压，按设计要求压力试压20MPa，稳压20min，不刺不漏为合格；
2)注入前置段塞；
3)酸化：
3.1)根据地层情况，确定用气体为天然气、酸液为盐酸；
3.2)气体及酸液用量依酸化地层条件根据气液比2.5％体积比计算确定；根据设计：施工压力为16.35MPa，气体实际用量为72m3；酸液实际用量为17m3，酸液浓度为12％；
3.3)利用雾化发生器将天然气及盐酸进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；
4)雾化酸注入完成后，注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；
5)关井反应60min；
6)反应时间达到预期后，放喷，返排，并记录返排液量。
该井酸化前产液4.3吨，地层压力9.055MPa；酸化后日产液5.6吨，地层压力9.893MPa。
以上实施例采用雾化酸酸化作业过程中，残酸返排率和返排速率得到明显提升；酸化后，地层能量得到有效补充，产液能力提升显著。
上述实施例中：各步骤中的工艺参数和各组分用量数值等为范围的，任一点均可适用。
本发明内容及上述实施例中未具体叙述的技术内容同现有技术。
以上，仅为本发明公开的具体实施方式，但本发明公开的保护范围并不局限于此，本发明公开的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (7)
1.一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：该方法包括以下步骤：
1)试压，按设计要求试压，不刺不漏为合格；
2)注入前置段塞；
3)酸化：
3.1)根据地层情况，选择气体和酸液类型；
3.2)根据酸化地层条件及气液比确定气体和酸液用量；
3.3)利用雾化发生器将气体和酸液进行混合，形成气溶胶状态的雾化酸；并注入井筒；
4)注入后置顶替液，使雾化酸全部进入地层；
5)关井反应。
2.根据权利要求1所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：所述步骤3.1)中所述酸液采用常规酸化所用酸液体系，针对特定油藏选择适合油藏特点且可雾化形成气溶胶状态的酸液，包括但不限于无机酸或有机酸。
3.根据权利要求2所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：所述步骤3.1)中气体包括但不限于对井筒和地层无伤害作用的二氧化碳、氮气、烟道气、天然气、液态二氧化碳、液态氮气，以及两种或两种以上混合气。
4.根据权利要求3所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：所述步骤3.2)中所述气体与酸液进行混合的气液比应符合雾化发生器的使用条件，为1％-5％体积比；所产生雾化酸液滴大小应满足地层渗透条件。
5.根据权利要求4所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：所述步骤3.2)中气体用量还应根据需要酸化的井况及地层参数计算确定；所述酸液用量及浓度根据需要酸化的范围及地层参数计算确定。
6.根据权利要求5所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：所述步骤5)中关井反应时间应符合设计要求。
7.根据权利要求1至6任一权利要求所述的适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法，其特征在于：步骤5)之后还包括步骤6)反应时间达到预期后，放喷、返排、并记录返排。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010957012.9A CN112031721A (zh) | 2020-09-14 | 2020-09-14 | 一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010957012.9A CN112031721A (zh) | 2020-09-14 | 2020-09-14 | 一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112031721A true CN112031721A (zh) | 2020-12-04 |
Family
ID=73589109
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010957012.9A Pending CN112031721A (zh) | 2020-09-14 | 2020-09-14 | 一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112031721A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113137215A (zh) * | 2021-05-08 | 2021-07-20 | 中国石油大学(华东) | 一种烟气脱硫脱硝耦合储层增产增注的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4480694A (en) * | 1982-12-27 | 1984-11-06 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean reservoirs |
| US4739833A (en) * | 1986-10-10 | 1988-04-26 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing high-temperature subterranean formations |
| CN103835685A (zh) * | 2012-11-24 | 2014-06-04 | 唐静 | 一种用于油田的自生气泡沫体系施工工艺 |
| CN205743868U (zh) * | 2016-05-12 | 2016-11-30 | 山东科瑞石油工程技术研究院 | 碳酸盐岩油藏雾化酸增产系统 |
| CN107060704A (zh) * | 2017-02-14 | 2017-08-18 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 超临界co2雾化深穿透酸压方法 |
| CN111022023A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-17 | 中国石油大学(华东) | 注气开发缝洞型油藏用雾化酸井筒流动模拟装置及其工作方法 |
| CN111058823A (zh) * | 2019-12-19 | 2020-04-24 | 陕西务本能源科技有限公司 | 一种注入气体的酸化方法 |
-
2020
- 2020-09-14 CN CN202010957012.9A patent/CN112031721A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4480694A (en) * | 1982-12-27 | 1984-11-06 | Union Oil Company Of California | Method for acidizing high temperature subterranean reservoirs |
| US4739833A (en) * | 1986-10-10 | 1988-04-26 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing high-temperature subterranean formations |
| CN103835685A (zh) * | 2012-11-24 | 2014-06-04 | 唐静 | 一种用于油田的自生气泡沫体系施工工艺 |
| CN205743868U (zh) * | 2016-05-12 | 2016-11-30 | 山东科瑞石油工程技术研究院 | 碳酸盐岩油藏雾化酸增产系统 |
| CN107060704A (zh) * | 2017-02-14 | 2017-08-18 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 超临界co2雾化深穿透酸压方法 |
| CN111022023A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-17 | 中国石油大学(华东) | 注气开发缝洞型油藏用雾化酸井筒流动模拟装置及其工作方法 |
| CN111058823A (zh) * | 2019-12-19 | 2020-04-24 | 陕西务本能源科技有限公司 | 一种注入气体的酸化方法 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113137215A (zh) * | 2021-05-08 | 2021-07-20 | 中国石油大学(华东) | 一种烟气脱硫脱硝耦合储层增产增注的方法 |
| CN113137215B (zh) * | 2021-05-08 | 2022-06-28 | 中国石油大学(华东) | 一种烟气脱硫脱硝耦合储层增产增注的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9738824B2 (en) | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation | |
| CN101323780B (zh) | 一种低渗透油田热化学助排剂及其应用 | |
| US3195634A (en) | Fracturing process | |
| US3396107A (en) | Composition for fracturing process | |
| US2059459A (en) | Method of treating wells with acids | |
| CN104232041B (zh) | 一种油水井用低滤失强溶蚀酸化解堵液及其制备方法 | |
| CN113187459B (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
| CN109989727A (zh) | 一种地浸采铀钻孔解堵增渗工艺 | |
| CN110454122A (zh) | 气溶胶稠油摇溶装置及降粘方法 | |
| CN102619497B (zh) | 油井井筒内持续消减硫化氢的方法 | |
| CN103525393A (zh) | 一种速溶型酸液稠化剂及其制备方法与应用 | |
| CN109826590A (zh) | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 | |
| CN112031721A (zh) | 一种适用于改善油田地层渗透率的雾化酸酸化方法 | |
| CN111019620A (zh) | 一种油田无返排地层解堵剂及其解堵方法 | |
| CN103627381A (zh) | 用于砂岩气藏压裂施工的可循环利用压裂液 | |
| CN116875296A (zh) | 一种储层改造用固态酸前体 | |
| CN111058823A (zh) | 一种注入气体的酸化方法 | |
| CN108949132A (zh) | 一种用于细粉砂油藏油井防砂的固砂解堵处理液、防砂处理液体系和用其防砂的方法 | |
| CN105131924B (zh) | 自发泡洗井液用增粘剂及洗井液配置剂及洗井液 | |
| CN104449622B (zh) | 抗高温高压有机复合型油层保护液及其制备方法 | |
| CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
| CN115822539B (zh) | 一种超临界二氧化碳喷射复合泡沫携砂压裂方法 | |
| CN111022024A (zh) | 一种注入泡沫液体的酸化方法 | |
| CN108913110B (zh) | 一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法 | |
| CN111808590B (zh) | 一种常温下快速反应的环保增能油、水井解堵剂 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20201204 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |