EA030395B1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA030395B1 EA030395B1 EA201700383A EA201700383A EA030395B1 EA 030395 B1 EA030395 B1 EA 030395B1 EA 201700383 A EA201700383 A EA 201700383A EA 201700383 A EA201700383 A EA 201700383A EA 030395 B1 EA030395 B1 EA 030395B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- formation
- water
- solution
- ammonium bifluoride
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны неоднородного пласта добывающих и нагнетательных скважин. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием по глубине и толщине пласта. Поставленная задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта, включающем последовательную закачку в пласт соли угольной кислоты, легкой нефти и кислотного раствора, в качестве соли угольной кислоты используют водный раствор бикарбоната натрия и перед закачкой в него дополнительно вводят пенообразующее ПАВ в количестве 0,05 мас.%, а перед закачкой кислотного раствора в пласт закачивают органическую кислоту, при этом в качестве кислотного раствора используют смесь ингибированной соляной кислоты, бифторида аммония, органической кислоты и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония - 6-8; органическая кислота - 25-30; вода - остальное. В способе в качестве органической кислоты используют уксусную, или муравьиную, или пропионовую, или лимонную кислоту. В способе в качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол или ОП-10.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны неоднородного пласта добывающих и нагнетательных скважин. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием по глубине и толщине пласта. Поставленная задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта, включающем последовательную закачку в пласт соли угольной кислоты, легкой нефти и кислотного раствора, в качестве соли угольной кислоты используют водный раствор бикарбоната натрия и перед закачкой в него дополнительно вводят пенообразующее ПАВ в количестве 0,05 мас.%, а перед закачкой кислотного раствора в пласт закачивают органическую кислоту, при этом в качестве кислотного раствора используют смесь ингибированной соляной кислоты, бифторида аммония, органической кислоты и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония - 6-8; органическая кислота 25-30; вода - остальное. В способе в качестве органической кислоты используют уксусную, или муравьиную, или пропионовую, или лимонную кислоту. В способе в качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол или ОП-10.
030395
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны неоднородного пласта добывающих и нагнетательных скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки в пласт углеводородной жидкости и раствора кислоты со спиртосодержащим продуктом, после чего закачивают углеводородный растворитель [1].
Недостатком способа является его низкая эффективность в результате неполного охвата низкопроницаемых зон пласта воздействием.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки смеси растворителя с ПАВ и кислотного раствора, где в качестве растворителя применяют смесь жидких фракций тяжелой смолы пиролиза нефти и ПАВ [2].
К недостаткам способа относятся высокая скорость реагирования кислоты с карбонатами и соответственно недостаточная глубина проникновения ее в низкопроницаемые интервалы пласта и низкий коэффициент охвата пласта воздействием.
Известен способ обработки призабойной зоны неоднородного по проницаемости пласта нагнетательной скважины, включающий последовательную закачку осадкообразующего агента органосиликоната натрия и соляной кислоты с последующим растворением осадка в низкопроницаемых пропластках путем закачки грязевой кислоты [3].
Недостатком способа является его низкая эффективность и возможность использования только в нагнетательных скважинах.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта, образуемых в пласте пенным раствором, и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором путем последовательной закачки в скважину средней соли угольной кислоты и кислотного раствора, при этом кислотный раствор содержит 0,05-0,2 мас.% полиакриламида [4].
Недостаткамм изобретения являются низкая эффективность из-за неполного охвата пласта воздействием, высокая скорость реакции кислотного состава с породой и, как результат, низкая глубина проникновения.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием по глубине и толщине пласта.
Поставленная задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта, включающем последовательную закачку в пласт соли угольной кислоты, легкой нефти и кислотного раствора, в качестве соли угольной кислоты используют водный раствор бикарбоната натрия и перед закачкой в него дополнительно вводят пенообразующее ПАВ в количестве 0,05 мас.%, а перед закачкой кислотного раствора в пласт закачивают органическую кислоту, при этом в качестве кислотного раствора используют смесь ингибированной соляной кислоты, бифторида аммония, органической кислоты и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония - 6-8; органическая кислота - 25-30; вода - остальное.
В способе в качестве органической кислоты используют уксусную, или муравьиную, или пропионовую, или лимонную кислоту.
В способе в качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол или ОП-10.
Для приготовления кислотного раствора использовались 21 %-ная ингибированная соляная кислота (Ти 6-01-04689381-85-92), бифторид аммония (РО8Т 9546-75), уксусная кислота (РО8Т 19814-74), муравьиная кислота (ΡΘ8Τ 1706-78), пропионовая кислота (ТИ 6-01-989-90), лимонная кислота (ТИ 2458020-82330939-2009), а также использовались сульфанол (Ти 2481-009-14331137-2011), ОП-10 (Ти 2483001-44941761-2014).
Сущность изобретения заключается в том, что в предлагаемом способе кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта в результате последовательной закачки в пласт раствора кислой натриевой соли угольной кислоты - бикарбоната натрия с добавкой ПАВ, легкой нефти, органической кислоты и кислотного раствора происходит следующее: после закачки водного раствора бикарбоната натрия в скважину закачивают легкую нефть, которая играет роль разделителя и препятствует преждевременному смешению растворов в стволе скважины. Вслед за легкой нефтью в пласт закачивают органическую кислоту, которая является менее агрессивной и коррозиоактивной, чем соляная кислота (по прототипу). Водные растворы бикарбоната натрия и органической кислоты, являющиеся ньютоновскими жидкостями, продвигаются в высокопроницаемые зоны, где в результате химической реакции между ними выделяется углекислый газ СО2:
ИаНСОз + СНзСООН -> СН3СООКа+ Н2О + СО2 (1)
Полученный ацетат натрия СН3СООИа - средняя соль, образованная сильным основанием и слабой кислотой, подвергается гидролизу, среда водного раствора - щелочная. Образованный в результате реак- 1 030395
ции карбоната натрия с соляной кислотой (по прототипу) сильным основанием и сильной кислотой хлорид натрия \аС1 не подвергается гидролизу, среда - нейтральная. В результате закачки растворов и образования углекислого газа генерируется пена, которая будет изолировать обводненные интервалы. После блокирования высокопроницаемых участков кислотный раствор будет продвигаться в направлении к низкопроницаемым зонам, что обеспечит увеличение охвата пласта воздействием. Выбранные соотношения компонентов предложенного кислотного раствора обеспечивают уменьшение скорости реакции раствора с породами пласта в начальной стадии воздействия, и в результате происходит более глубокое проникновение раствора в породы.
Кислотный раствор, используемый в предлагаемом способе кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта, получают путем простого смешивания исходных компонентов. Для приготовления составов водный раствор 21%-ной ингибированной соляной кислоты разбавляют определенным количеством воды и добавляют органическую кислоту. В смесь добавляют бифторид аммония.
Предлагаемый способ был подвергнут лабораторным испытаниям.
Опыт 1.
Способ также испытан в лабораторных условиях на двухпластовой модели пласта. Проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0,2 мкм2, высокопроницаемого - 2 мкм2. Длина моделей составляла 0,8 м, внутренний диаметр - 0,04 м. Модель заполнялась кварцевым песком различной фракции с добавками бентонитовой глины (4%) и карбонатной пыли (12%). Затем модель насыщалась нефтью, и устанавливалось распределение фильтрационного потока К1 (К| ΟιΕθιι· где Он - соответственно расходы жидкости в высокопроницаемом и низкопроницаемом пластах). На следующем этапе эксперимента в модель подавались водный раствор бикарбоната натрия с добавкой сульфанола в количестве 0,03 мас.%, разделитель (легкая нефть) в количестве 0,05 объема уксусной кислоты, уксусная кислота и предложенный кислотный раствор: смесь ингибированной соляной кислоты 10%, бифторида аммония 7%, уксусной кислоты 28% и воды 55%, и вновь устанавливалось распределение фильтрационного потока К2. В дальнейших экспериментах изменяли объем ПАВ, органическую кислоту и состав кислотного раствора. Для возможности сравнения результатов также были проведены эксперименты по прототипу. Результаты исследований приведены в табл. 1.
Таблица 1
| № | Концентрация ПАВ в водном растворе бикарбоната натрия, % | Закачка органической кислоты | Состав кислотного раствора | Неоднородность фильтрации | Улучшение неоднородности фильтрации ((КгК2)/К,)*100 % | К | |
| До воздействия К| | После воздействия К2 | ||||||
| 1 | 0,03 (сульфанол) | уксусная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 28%, вода 55 % | 5,80 | 3,42 | 41,03 | 1,42 |
| 2 | 0,03 (сульфанол) | лимонная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, лимонная кислота 27%, вода 53% | 5,73 | 3,41 | 40,5 | 1,40 |
| 3 | 0,03 (ОП-Ю) | муравьиная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 25%, вода 53% | 5,91 | 3,41 | 42,3 | 1,41 |
| 4 | 0,03 (ОП-Ю) | пропионовая кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, пропионовая кислота 30%, вода 50 % | 6,00 | 3,39 | 43,5 | 1,43 |
| 5 | 0,04 (сульфанол) | уксусная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 28%, вода 55 % | 5,91 | 2,80 | 52,6 | 1,56 |
| 6 | 0,04 (сульфанол) | лимонная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, лимонная кислота 27%, вода 53% | 5,82 | 2,74 | 52,9 | 1,57 |
| 7 | 0,04 (ОП-Ю) | муравьиная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 25%, вода 53% | 5,76 | 2,75 | 52,3 | 1,54 |
- 2 030395
| Продолжение таблицы 1 | |||||||
| 8 | 0,04 (ОП-Ю) | пропионовая кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, пропионовая кислота 30%, вода 50 % | 5,83 | 2,77 | 52,5 | 1,55 |
| 9 | 0,05 (сульфан ол) | уксусная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 28%, вода 55 % | 5,57 | 1,02 | 81,7 | 1,73 |
| 10 | 0,05 (сульфан ол) | лимонная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, лимонная кислота 27%, вода 53% | 5,73 | 1,05 | 81,7 | 1,74 |
| 11 | 0,05 (ОП-Ю) | муравьиная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 25%, вода 53% | 5,69 | 1,03 | 81,9 | 1,72 |
| 12 | 0,05 (ОП-Ю) | пропионовая кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, пропионовая кислота 30%, вода 50% | 5,66 | 1,01 | 82,2 | 1,75 |
| 13 | 0,06 (сульфан ол) | уксусная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 28%, вода 55 % | 5,90 | 2,50 | 57,6 | 1,60 |
| 14 | 0,06 (сульфан ол) | лимонная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, лимонная кислота 27%, вода 53% | 6,01 | 2,35 | 60,9 | 1,63 |
| 15 | 0,06 (ОП-Ю) | муравьиная кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 25%, вода 53% | 5,95 | 2,48 | 58,3 | 1,62 |
| 16 | 0,06 (ОП-Ю) | пропионовая кислота | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, пропионовая кислота 30%, вода 50% | 6,10 | 2,41 | 60,5 | 1,61 |
| 17 | По прототипу | 5,82 | 3,60 | 38,1 | 1,34 |
Из результатов экспериментальных исследований видно, что блокирование высокопроницаемых зон позволяет существенно увеличить поступление жидкости в низкопроницаемый пласт. Из табл. 1 видно, что при увеличении концентрации сульфанола в водном растворе бикарбоната натрия и последовательной подаче легкой нефти, уксусной кислоты и предложенного кислотного раствора неоднородность фильтрации улучшается и при 0,05%-ной концентрации составляет 81,7%. При дальнейшем увеличении концентрации сульфанола эффективность процесса снижается. Аналогичные эксперименты проводились с использованием в качестве пенообразующего ПАВ - ОП-10, а в качестве органической кислоты - муравьиной, лимонной и пропионовой кислот. В исследованиях по прототипу улучшение неоднородности фильтрации составило 38,1%.
Для оценки эффективности кислотных обработок в дальнейшем определялись проницаемости низкопроницаемой модели пласта и ее отношение к первоначальной проницаемости (К). Результаты приведены в табл. 1. Как видно из таблицы, в предложенном способе значительно изменилась проницаемость низкопроницаемой зоны и при закачке 0,05% сульфанола и последовательной подаче легкой нефти, уксусной кислоты и предложенного кислотного раствора значение К составило 1,74. В экспериментальных исследованиях по прототипу проницаемость изменилась в 1,34 раза.
- 3 030395
Опыт 2.
Скорость реакции кислотного раствора с породой в предложенном способе была определена по изменениям массы частиц образцов породы. Показатели образцов породы следующие: пористость 21%, карбонатность 12%. Поры образцов пород были заполнены глинистыми фракциями. 10 г образца породы продуктивного пласта помещают в колбу и сверху добавляют 0,25 г приготовленного состава. Колба закрывается стеклянной крышкой и помещается в термостат при температуре 45°С. Вместе с колбой образцы выдерживаются в термостате 2 и 6 ч. Затем образцы породы фильтруются и высушиваются до стабильной массы. Количество уменьшения фракции образца породы рассчитывалось известным методом [5]. Результаты испытания представлены в табл. 2.
Таблица 2
| № | Состав | Количество уменьшения фракций образцов пород, % | |
| Время воздействия 2 часа | Время воздействия 6 часов | ||
| 1 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 28%, вода 55 % | 5,82 | 15,92 |
| 2 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, уксусная кислота 27%, вода 53% | 6,10 | 16,12 |
| 3 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, уксусная кислота 25%, вода 53% | 5,92 | 16,02 |
| 4 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, уксусная кислота 30%, вода 50 % | 5,89 | 16,07 |
| 5 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, лимонная кислота 28%, вода 55 % | 6,00 | 15,99 |
| 6 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, лимонная кислота 27%, вода 53% | 6,11 | 16,20 |
| 7 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, лимонная кислота 25%, вода 53% | 5,88 | 15,85 |
| 8 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, лимонная кислота 30%, вода 50 % | 5,98 | 15,97 |
| 9 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 28%, вода 55 % | 6,05 | 16,15 |
| 10 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, муравьиная кислота 27%, вода 53% | 6,12 | 16,03 |
| 11 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, муравьиная кислота 25%, вода 53% | 5,96 | 15,85 |
| 12 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, муравьиная кислота 30%, вода 50 % | 6,05 | 15,91 |
| 13 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 10%, бифторид аммония 7%, пропионовая кислота 28%, вода 55 % | 6,19 | 16,16 |
| 14 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 12%, бифторид аммония 8%, пропионовая кислота 27%, вода 53% | 5,86 | 16,01 |
| 15 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 15%, бифторид аммония 7%, пропионовая кислота 25%, вода 53% | 6,20 | 15,87 |
| 16 | 21 %-ная ингибир. соляная кислота 14%, бифторид аммония 6%, пропионовая кислота 30%, вода 50 % | 5,86 | 16,09 |
| 17 | По прототипу | 8,19 | 15,21 |
Лабораторные испытания показали, что при использовании предлагаемого состава кислотной смеси в начальной стадии процесса в течение 2 ч он слабо растворяет (около 5,9%) породу. В прототипе же соответствующие цифры составляют 8,19%. Из-за низкой скорости реакции кислотная смесь глубже проникает в породу по сравнению с прототипом. С увеличением срока воздействия до 6 ч проникновение кислотной смеси в породу по сравнению с прототипом увеличивается. При 6-часовом воздействии предложенный кислотный раствор растворяет до 16% породы, а по прототипу это значение составляет 15,21%. В экспериментах также использовались муравьиная, пропионовая и лимонная кислоты.
В промысловых условиях способ реализуется следующим образом. На устье скважины готовят водный раствор ПАВ и добавляют бикарбонат натрия. Водный раствор бикарбонита натрия с добавкой ПАВ посредством насосного агрегата ЦА-320 нагнетается в насосно-компрессорные трубы. Затем в НКТ на- 4 030395
гнетается легкая нефть, органическая кислота и приготовленный кислотный раствор. В результате смешения растворов в высокопроницаемом пропластке призабойной зоны скважины образуется блокирующая интервал пена и закачанный следом предложенный раствор кислоты отклоняется в направлении к низкопроницаемой зоне пласта.
Литература
1. Патент КИ 2042807, Е21В 43/27, 1995.
2. А.с. СССР № 1652520, Е21В 43/27, 1991.
3. А.с. СССР № 1104245, Е21В 43/27, 1984.
4. Патент КИ 2145381, Е21В 43/27, 2000.
5. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Изд-во "Наука". М., 1969, 576 с. (с. 300).
Claims (3)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта, включающий последовательную закачку в пласт соли угольной кислоты, легкой нефти и кислотного раствора, отличающийся тем, что в качестве соли угольной кислоты используют водный раствор бикарбоната натрия и перед закачкой в него дополнительно вводят пенообразующее ПАВ в количестве 0,05 мас.%, а перед закачкой кислотного раствора в пласт закачивают органическую кислоту, при этом в качестве кислотного раствора используют смесь ингибированной соляной кислоты, бифторида аммония, органической кислоты и воды при следующем соотношении компонентов, мас.%: ингибированная соляная кислота - 10-15; бифторид аммония - 6-8; органическая кислота - 25-30; вода - остальное.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве органической кислоты используют уксусную, или муравьиную, или пропионовую, или лимонную кислоту.
- 3. Способ по пп.1, 2 отличающийся тем, что в качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол или ОП-10 в количестве 0,05 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201700383A EA030395B1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201700383A EA030395B1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201700383A1 EA201700383A1 (ru) | 2018-06-29 |
| EA030395B1 true EA030395B1 (ru) | 2018-07-31 |
Family
ID=62684527
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201700383A EA030395B1 (ru) | 2017-05-17 | 2017-05-17 | Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA030395B1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3612179A (en) * | 1969-07-17 | 1971-10-12 | Byron Jackson Inc | Method of stimulating well production |
| RU2142557C1 (ru) * | 1999-06-29 | 1999-12-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2145381C1 (ru) * | 1998-10-12 | 2000-02-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2242605C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-05-17 EA EA201700383A patent/EA030395B1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3612179A (en) * | 1969-07-17 | 1971-10-12 | Byron Jackson Inc | Method of stimulating well production |
| RU2145381C1 (ru) * | 1998-10-12 | 2000-02-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2142557C1 (ru) * | 1999-06-29 | 1999-12-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2242605C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201700383A1 (ru) | 2018-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2513586C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2475638C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2525399C1 (ru) | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2288358C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
| RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
| EA030395B1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны неоднородного пласта | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2417309C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| RU2213216C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2187634C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых песчано-глинистых коллекторов юрских отложений широтного приобья | |
| RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
| RU2386664C1 (ru) | Состав для увеличения добычи нефти | |
| RU2285792C1 (ru) | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений | |
| RU2011807C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| SU898047A1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефт ного пласта | |
| RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): AZ RU |