RU2144132C1 - Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well - Google Patents
Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144132C1 RU2144132C1 RU99114688A RU99114688A RU2144132C1 RU 2144132 C1 RU2144132 C1 RU 2144132C1 RU 99114688 A RU99114688 A RU 99114688A RU 99114688 A RU99114688 A RU 99114688A RU 2144132 C1 RU2144132 C1 RU 2144132C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- emulsion
- oil
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при различного рода воздействиях на пласт при эксплуатации скважины и, в частности, при ее перфорации, глушении и пр. The invention relates to the oil industry and may find application in various kinds of stimulation of a formation during well operation and, in particular, during its perforation, killing, etc.
Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины при ее глушении с использованием жидкостей глушения на основе водных растворов минеральных солей (NaCl, CaCl2, MgCl2, CaBr2, ZnBr2), применяемых по отдельности или в виде их смеси (в одном или нескольких видах) [1]. Этот способ до настоящего времени остается основным в отечественной практике.A known method of preserving the reservoir properties of the bottom-hole formation zone of an oil well while killing it using killing fluids based on aqueous solutions of mineral salts (NaCl, CaCl 2 , MgCl 2 , CaBr 2 , ZnBr 2 ), used individually or in the form of a mixture thereof (in one or several species) [1]. This method to date remains the main one in domestic practice.
Однако применение его на скважинах приводит к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период и снижению их дебитов в связи с неудовлетворительными результатами сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта. However, its use in wells leads to an increase in the terms of well development in the post-repair period and to a decrease in their flow rates due to unsatisfactory results of preserving the reservoir properties of the bottom-hole formation zone.
Это объясняется тем, что жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта. Эта глубина в зависимости от проницаемости отдельных зон пласта и депрессии на пласт меняется от нескольких сантиметров до нескольких метров. Особенно глубоко жидкость глушения проникает в низкопроницаемые зоны пласта. За счет увеличения капиллярного давления (Pδ) в порах малого диаметра жидкость будет подниматься по капилляру до тех пор, пока капиллярное давление (Pδ) не уравновесится гидростатическим давлением столба поднявшейся жидкости, т. е. Pδ = H(ρ1-ρ2)g, где H - высота подъема жидкости глушения; ρ1-ρ2 - плотность жидкости глушения и нефти; g - ускорение силы тяжести.This is due to the fact that the kill fluid penetrates into the bottomhole formation zone. This depth, depending on the permeability of individual zones of the formation and depression on the formation, varies from a few centimeters to several meters. Especially deep killing fluid penetrates into low-permeability zones of the formation. Due to an increase in capillary pressure (P δ ) in pores of small diameter, the liquid will rise along the capillary until the capillary pressure (P δ ) is balanced by the hydrostatic pressure of the column of the rising liquid, i.e., P δ = H (ρ 1 -ρ 2 ) g, where H is the height of the lifting fluid killing; ρ 1 -ρ 2 is the density of the killing fluid and oil; g is the acceleration of gravity.
В призабойной зоне пласта скважины (ее приствольной части) образуется водонасыщенная зона. Это объясняется тем, что коллектор пласта - гидрофильный. В результате этого вода удерживается в пласте капиллярными силами и блокирует выход нефти из пласта в скважину. In the near-well zone of the wellbore (its near-barrel part), a water-saturated zone is formed. This is because the reservoir is hydrophilic. As a result of this, water is retained in the formation by capillary forces and blocks the exit of oil from the formation into the well.
Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины путем снижения пластового давления в ней на 5 - 10% ниже гидростатического и последующего заполнения ее пластовой водой [2]. There is a method of preserving the reservoir properties of the bottomhole formation zone of an oil well by reducing the reservoir pressure in it by 5 - 10% below hydrostatic and subsequent filling it with formation water [2].
Недостатком этого способа является большая потеря добычи нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтедобывающих скважин, расположенных на указанном участке разработки. The disadvantage of this method is the large loss of oil production for the entire period of lowering the reservoir pressure at the development site not only from this well, but also from other oil producing wells located in the specified development area.
Это связно с тем, что, несмотря на сохраняющуюся неизменной продуктивность пласта, дебиты скважин снижаются за счет уменьшения депрессии между пластом и призабойной зоной скважины (из-за снижения пластового давления), а давление в призабойной зоне у ствола скважины сохраняют постоянным во избежание разгазирования нефти. This is due to the fact that, despite the reservoir productivity remaining unchanged, well production rates are reduced due to a decrease in the depression between the formation and the bottomhole zone of the well (due to a decrease in the reservoir pressure), and the pressure in the bottomhole zone near the wellbore is kept constant to avoid oil degassing .
Вторым недостатком этого способа является тот факт, что при его применении сохраняется впитывание воды за счет капиллярных сил в нефтенасыщенную зону пласта с такой же интенсивностью, как и в случае глушения скважины водными растворами, содержащими водорастворимые соли. The second disadvantage of this method is the fact that when it is applied, water absorption is maintained due to capillary forces into the oil-saturated zone of the formation with the same intensity as in the case of killing a well with aqueous solutions containing water-soluble salts.
Впитавшаяся в призабойную зону скважины пластовая вода будет удерживаться в пласте капиллярными силами и блокировать выход нефти в скважину. The formation water absorbed into the bottomhole zone of the well will be retained by the capillary forces in the formation and block the flow of oil into the well.
Известен способ сохранения коллекторских свойств пласта нефтедобывающей скважины путем воздействия на пласт водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ марки ИВВ-1 [3]. A known method of preserving the reservoir properties of an oil well formation by exposing the formation to aqueous solutions of salts with the addition of surface-active substances of the IVV-1 brand [3].
С применением этого способа продолжительность вывода скважин на режим после воздействия на пласт сокращают с 2 - 7 дней (по стандартной технологии) до 1 - 2 дней. При этом продуктивность пласта и дебит скважин не уменьшаются. Using this method, the duration of the output of wells to the regime after treatment is reduced from 2 to 7 days (by standard technology) to 1 to 2 days. At the same time, the productivity of the formation and the flow rate of the wells do not decrease.
Это объясняется тем, что межфазное натяжение при контакте водных растворов солей, содержащих ИВВ-1, с нефтью снижается в несколько раз в сравнении со случаем, когда данное поверхностно-активное вещество не применяют. This is due to the fact that the interfacial tension upon contact of aqueous solutions of salts containing IVV-1 with oil decreases several times in comparison with the case when this surfactant is not used.
Недостатком этого способа является то, что с его применением проявляется высаливающая способность высококонцентрированных водных растворов солей к поверхностно-активному веществу. Это свойство усиливается с повышением температуры пласта выше 60oC. При пластовых температурах выше 60oC применение ИВВ-1 в жидкостях глушения не эффективно.The disadvantage of this method is that with its application, the salting out ability of highly concentrated aqueous solutions of salts to a surfactant is manifested. This property is enhanced with increasing formation temperature above 60 o C. At reservoir temperatures above 60 o C the use of IVV-1 in kill fluids is not effective.
Вторым недостатком известного способа является потеря поверхностно-активного вещества в стволе скважины за счет его растворения в пластовой воде, сконцентрированной в районе от подвески насоса до забоя скважины, в результате чего значительная часть поверхностно-активного вещества не доходит до пласта, а значит не используется. The second disadvantage of this method is the loss of surfactant in the wellbore due to its dissolution in formation water concentrated in the region from the pump suspension to the bottom of the well, as a result of which a significant part of the surfactant does not reach the formation, and therefore is not used.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающий закачку в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит поверхностно-активное вещество и водорастворимую соль одного или нескольких видов, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и воздействие на пласт [4]. The closest analogue of the invention is a method of preserving the reservoir properties of the bottomhole formation zone of an oil producing well, comprising injecting a portion of the reverse emulsion on a hydrocarbon and water base into the well against the formation, the last of which contains a surfactant and a water-soluble salt of one or more types, injection into the well above a portion of the inverse emulsion of the process fluid based on an aqueous solution of a water-soluble salt of one or more types and the effect on the formation [4].
Данный способ основан на комбинированном применении обратной эмульсии и раствора соли. This method is based on the combined use of inverse emulsion and salt solution.
Способ исключает контакт водного раствора соли с продуктивным пластом и уже в меньшей мере снижает дебит скважин по нефти в сравнении с периодом воздействия на пласт. The method excludes the contact of an aqueous solution of salt with the reservoir and already to a lesser extent reduces the oil production rate of the wells in comparison with the period of exposure to the reservoir.
Недостатком этого способа является то, что с его применением проявляется закрепляющая способность эмульсии по удерживанию капиллярно-защемленной воды в гидрофильных коллекторах, впитавшейся со стороны ствола скважины в пористую среду призабойной зоны пласта, которая блокирует приток нефти в скважину из нефтенасыщенных низкопроницаемых зон пласта. The disadvantage of this method is that with its use, the fixing ability of the emulsion to retain capillary-trapped water in hydrophilic reservoirs is absorbed, absorbed from the side of the wellbore into the porous medium of the bottom-hole formation zone, which blocks the flow of oil into the well from oil-saturated low-permeability zones of the formation.
Это связано с попаданием в призабойную зону пласта маслорастворимых поверхностно-активных веществ (именно этот тип поверхностно-активных веществ предусматривает известный способ), фильтратов обратных эмульсий или самих эмульсий, вязкость которых возрастает за счет увеличения количества воды в эмульсии при их контакте с защемленной водой в гидрофильных коллекторах. This is due to the penetration of oil-soluble surfactants into the bottom-hole zone of the formation (this type of surfactant provides a known method), invert emulsion filtrates or emulsions themselves, the viscosity of which increases due to an increase in the amount of water in the emulsion when they come into contact with trapped water in hydrophilic reservoirs.
Недостатком способа является также возможность проникновения раствора соли в поровое пространство призабойной зоны пласта, выделяющейся из обратной эмульсии, за счет возрастающей степени коалесценции глобул водной фазы при повышенных температурах прискважинной зоны пласта. Это ведет к значительному снижению проницаемости призабойной зоны. The disadvantage of this method is the possibility of penetration of a salt solution into the pore space of the bottomhole formation zone, which is released from the reverse emulsion, due to the increasing degree of coalescence of the globules of the aqueous phase at elevated temperatures of the formation borehole zone. This leads to a significant decrease in permeability of the bottomhole zone.
Это связано с тем, что при повышенных температурах в прискважинной зоне пласта из обратной эмульсии (нефть - водный раствор соли - маслорастворимые ПАВ) за счет возрастающей степени коалесценции глобул водной фазы выделяется свободная минерализованная вода, в которой отсутствуют водорастворимые поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение при контакте воды с нефтью. Выделившаяся минерализованная вода впитывается в гидрофильный пласт и тем самым снижает проницаемость призабойной зоны пласта. This is due to the fact that, at elevated temperatures in the near-wellbore zone of the formation, reverse mineralized water is released from the inverse emulsion (oil - aqueous salt solution - oil-soluble surfactants) due to the increasing degree of coalescence of the globules of the aqueous phase, in which there are no water-soluble surfactants that reduce interfacial tension at contact of water with oil. The released mineralized water is absorbed into the hydrophilic formation and thereby reduces the permeability of the bottomhole formation zone.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств пласта нефтедобывающей скважины за счет исключения вредного блокирующего влияния на пласт жидкостей, в среде которых осуществляют воздействие на пласт, и увеличение добычи нефти. The technical result of the invention is to increase the efficiency of preservation of the reservoir properties of an oil well formation by eliminating the harmful blocking effect on the formation of fluids in the medium of which the formation is affected, and increasing oil production.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающему закачку в зону пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит поверхностно-активное вещество и водорастворимую соль одного или нескольких видов, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и воздействие на пласт, согласно изобретению в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с плотностью, превышающей плотность пластовой жидкости, содержащую водорастворимое поверхностно-активное вещество катионоактивного типа в количестве, обеспечивающем понижение межфазного натяжения на контакте водного раствора соли с углеводородом в стволе скважины и нефтью призабойной зоны, при этом порцию обратной эмульсии готовят при соотношении углеводорода и водной основы в пределах (0,5:1) - (1:1) и с плотностью водной основы, превышающей плотность технологической жидкости, а закачку технологической жидкости осуществляют после выдержки обратной эмульсии в скважине в течение времени не менее 12 ч, при этом углеводородную основу обратной эмульсии и нефть из скважины вытесняют. The required technical result is achieved by the fact that by the method of preserving the reservoir properties of the bottomhole formation zone of an oil producing well, which includes injecting portions of the reverse emulsion on a hydrocarbon and water base into the formation zone, the last of which contains a surfactant and a water-soluble salt of one or several types, injection into a well above a portion of the inverse emulsion of a process fluid based on an aqueous solution of a water-soluble salt of one or more types and the effect on the formation, as It is clear to the invention that an emulsion with a density higher than the density of the formation fluid containing a water-soluble cationic surfactant in an amount providing a decrease in interfacial tension at the contact of the aqueous salt solution with the hydrocarbon in the wellbore and the bottom hole oil is used as a reverse emulsion, while emulsions are prepared with a ratio of hydrocarbon and water base in the range of (0.5: 1) - (1: 1) and with a density of the water base exceeding the density of the process fluid STI and download processing liquid is carried out after inverse emulsion exposure in the well for a time of at least 12 hours, wherein the hydrocarbon based and invert emulsion oil is displaced from the wellbore.
В качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества катионоактивного типа применяют хлорид алкилтриметиламмония ("ДОН-96", ТУ N 2482-010-047695-97). Alkyltrimethylammonium chloride (DON-96, TU N 2482-010-047695-97) is used as a water-soluble surfactant of the cationic type.
Поверхностно-активное вещество применяют в количестве 0,09 - 1,0 мас.% по активному веществу. Surfactant is used in an amount of 0.09 to 1.0 wt.% For the active substance.
В качестве углеводородной основы применяют нефть, газоконденсат, дизтопливо, керосин, дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, применяемых по отдельности в различных сочетаниях между собой. As a hydrocarbon base, oil, gas condensate, diesel fuel, kerosene, distillate, a wide fraction of light hydrocarbons used individually in various combinations among themselves are used.
При воздействии на пласт перфорацией высоту столба технологической жидкости и ее плотность принимают с учетом мощности заряда перфоратора. When exposed to the formation by perforation, the height of the column of the process fluid and its density are taken taking into account the charge power of the perforator.
При глушении пласта на время передачи скважины в эксплуатацию или ее ремонта в скважину закачивают технологическую жидкость до устья. When plugging the formation during the transfer of the well into operation or its repair, the process fluid is pumped into the well to the wellhead.
Плотность технологической жидкости принимают с учетом пластового давления. The density of the process fluid is taken taking into account reservoir pressure.
При обработке пласта карбонатного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию, содержащую кислоту, например соляную, или смесь кислот. When treating a carbonate-type formation, an emulsion containing an acid, for example hydrochloric, or a mixture of acids, is used as the inverse emulsion.
При обработке пласта терригенного типа в качестве обратной эмульсии применяют эмульсию с добавками раствора гидрофобизатора, например, на водной или углеводородной основах. When treating a terrigenous type formation, an emulsion with the addition of a water repellent solution, for example, on an aqueous or hydrocarbon base, is used as a reverse emulsion.
При снижении уровня технологической жидкости скважину доливают с устья водным раствором водорастворимой соли одного или нескольких видов и с плотностью, равной плотности водного раствора солей, выделившихся из обратной эмульсии. When the level of the process fluid decreases, the well is added from the mouth with an aqueous solution of a water-soluble salt of one or several types and with a density equal to the density of the aqueous solution of salts released from the inverse emulsion.
При несовместимости водорастворимых солей в технологической жидкости и/или в обратной эмульсии с водорастворимыми солями пластовой воды в обратную эмульсию вводят солеотложения, например СНПХ-5301-М (ТУ N 39-05765670-141-92). If the water-soluble salts in the process fluid and / or in the reverse emulsion are incompatible with the water-soluble salts of the produced water, scaling, for example SNPCH-5301-M (TU N 39-05765670-141-92), is introduced into the reverse emulsion.
Сущность предложенного изобретения заключается в том, что в течение всего периода эксплуатации скважину в зоне продуктивного пласта многократно подвергают различным технологическим воздействиям, которые осуществляют в основном с использованием жидкости на водной основе. The essence of the proposed invention lies in the fact that during the entire period of operation of the well in the zone of the productive formation is repeatedly subjected to various technological influences, which are carried out mainly using a liquid based on water.
Это приводит к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным срокам освоения скважин. This leads to a decrease in oil production rates, an increase in water cut in the produced products, and long well development periods.
Принципиальное отличие изобретения от известных решений заключается в том, что воздействие на пласт осуществляют в среде углеводородной жидкости на водной основе, содержащей поверхностно-активное вещество, которое, в свою очередь, обладает способностью растворяться в солевых растворах. The fundamental difference between the invention and the known solutions is that the effect on the formation is carried out in an aqueous hydrocarbon-based liquid containing a surfactant, which, in turn, has the ability to dissolve in saline solutions.
Способ по изобретению сохраняет эффективность при использовании растворов солей высокой концентрации (до 400 г/л и выше) и температуре в скважине выше 100oC.The method according to the invention remains effective when using solutions of salts of high concentration (up to 400 g / l and above) and a temperature in the well above 100 o C.
Способ предотвращает снижение плотности жидкости в стволе скважины за счет возможности удаления из ствола легкой углеводородной основы и нефти, чем обеспечивает, например, надежность глушения скважины или безопасность работ при проведении других воздействий на призабойную зону скважины. The method prevents a decrease in the density of the fluid in the wellbore due to the possibility of removing light hydrocarbon base and oil from the wellbore, which ensures, for example, the reliability of killing the well or the safety of work during other impacts on the bottom-hole zone of the well.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
Вначале приготавливают первую порцию жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов и водорастворимого поверхностно-активного вещества катионоактивного типа. First, the first portion of the liquid is prepared on the basis of an aqueous solution of a water-soluble salt of one or more species and a water-soluble surfactant of the cationic type.
Следующей стадией технологического процесса является приготовление обратной эмульсии на основе углеводорода и ранее приготовленной первой порции жидкости в заданном соотношении (например, 1:1). The next stage of the process is the preparation of a reverse emulsion based on a hydrocarbon and a previously prepared first portion of a liquid in a predetermined ratio (for example, 1: 1).
Закачивают в скважину против пласта порцию обратной эмульсии и выдерживают скважину не менее 12 ч до расслоения обратной эмульсии на составляющие ее фазы. A portion of the inverse emulsion is pumped into the well against the formation and the well is maintained for at least 12 hours until the inverse emulsion is stratified into its phases.
Затем в скважину над порцией обратной эмульсии закачивают технологическую жидкость в виде водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов (с вытеснением из скважины углеводородной основы обратной эмульсии и нефти) и воздействуют на пласт. Then, a technological fluid in the form of an aqueous solution of a water-soluble salt of one or several types (with the displacement of the hydrocarbon base of the inverse emulsion and oil from the well) is pumped into the well above a portion of the inverse emulsion and act on the formation.
Воздействие на пласт осуществляют, например, перфорацией пласта, гидроимпульсным воздействием (для стимуляции притоков нефти), глушением этого пласта (например, на время проведения ремонтов скважины) и пр. The impact on the formation is carried out, for example, by perforation of the formation, hydroimpulse exposure (to stimulate oil inflows), killing of this formation (for example, during the time of well repairs), etc.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Геолого-технические данные по скважине:
Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм.Geological and technical data for the well:
The diameter of the production casing is 146 mm.
Интервал-перфорации - 2291,2 - 2391,6 м. Perforation interval - 2291.2 - 2391.6 m.
Текущий забой - 2340 м. Current slaughter - 2340 m.
Объем эксплуатационной колонны - 39,2 м3.The volume of the production casing is 39.2 m 3 .
Пластовое давление - 264 атм. The reservoir pressure is 264 atm.
Плотность пластовой жидкости - 1,1 г/см3.The density of the reservoir fluid is 1.1 g / cm 3 .
Технологические параметры глушения:
- закачка в скважину (в зону пласта) порции обратной эмульсии с
- водорастворимым поверхностно-активным веществом, в качестве него применяют хлорид алкилтриметиламмония в количестве 10 - 12 м3 и плотностью 1,2 г/см3,
- выдержка скважины в течение 12 ч для разрушения обратной эмульсии на углеводородную и водную части,
- закачка в скважину технологической жидкости в виде водного раствора водорастворимой соли (хлористого кальция) плотностью 1,15 г/см3 в количестве 34 - 40 м3 с вытеснением из скважины углеводородной основы и нефти.Technological parameters of jamming:
- injection into the well (in the formation zone) portions of the inverse emulsion with
- a water-soluble surfactant, as it is used alkyltrimethylammonium chloride in an amount of 10 to 12 m 3 and a density of 1.2 g / cm 3 ,
- exposure of the well for 12 hours to destroy the reverse emulsion into the hydrocarbon and water parts,
- injection into the well of the process fluid in the form of an aqueous solution of water-soluble salt (calcium chloride) with a density of 1.15 g / cm 3 in an amount of 34 - 40 m 3 with the displacement of the hydrocarbon base and oil from the well.
Результат опытно-промышленного испытания технологии глушения и обработки призабойной зоны пласта. The result of a pilot industrial test of technology for killing and processing the bottom-hole formation zone.
1. Объем добычи жидкости до глушения 100 м3/сут, в т.ч.1. The volume of fluid production before killing 100 m 3 / day, incl.
- воды - 85 м3/сут,
- нефти - 15 м3/сут.- water - 85 m 3 / day,
- oil - 15 m 3 / day.
2. Объем добычи жидкости после глушения 124 м3/сут, в т.ч.2. The volume of fluid production after killing 124 m 3 / day, including
- воды - 105,4 м3/сут,
- нефти - 18,6 м3/сут.- water - 105.4 m 3 / day,
- oil - 18.6 m 3 / day.
Увеличение добычи нефти за 240 сут - 864 м3.The increase in oil production in 240 days is 864 m 3 .
Вся полученная нефть за 240 суток является дополнительно добытой нефтью и составляет - 864 м3 или 736 т.All the oil received in 240 days is additionally extracted oil and amounts to - 864 m 3 or 736 tons.
До глушения скважины скважину N 8684 Ловинского месторождения не могли заглушить традиционным методом. Before killing the well, well N 8684 of the Lovinsky field could not be shut off by the traditional method.
Использованная литература:
1. Орлов Г. А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, с. 148.References:
1. Orlov G. A. and others. The use of inverse emulsions in oil production. - M .: Nedra, 1991, p. 148.
2. Патент РФ N 2096591. 2. RF patent N 2096591.
3. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. - М.: Недра, 1981, с. 45. 3. Zaripov S.Z. and others. The use of liquids for crushing wells during their repair. - M .: Nedra, 1981, p. 45.
4. Орлов Г.А. и др. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды. Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, 1992, N 8, с. 43 и 44. 4. Orlov G.A. and others. Well killing technology using reverse emulsion and saline water. Oil industry. - M .: Nedra, 1992, N 8, p. 43 and 44.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114688A RU2144132C1 (en) | 1999-07-14 | 1999-07-14 | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114688A RU2144132C1 (en) | 1999-07-14 | 1999-07-14 | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2144132C1 true RU2144132C1 (en) | 2000-01-10 |
Family
ID=20222335
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99114688A RU2144132C1 (en) | 1999-07-14 | 1999-07-14 | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2144132C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7712533B2 (en) | 2004-09-02 | 2010-05-11 | Bj Services Company | Method for treating a subterranean formation with water-in-oil emulsion |
| RU2494136C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Surface-active acid composition for treatment of carbonate basins |
-
1999
- 1999-07-14 RU RU99114688A patent/RU2144132C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Орлов Г.А. и др. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды. Нефтяное хозяйство. - М.: Недра, 1992, N 8, с.43 и 44. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7712533B2 (en) | 2004-09-02 | 2010-05-11 | Bj Services Company | Method for treating a subterranean formation with water-in-oil emulsion |
| RU2494136C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Surface-active acid composition for treatment of carbonate basins |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1098690A (en) | Process for fracturing well formations using aqueous gels | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| Al-Anazi et al. | Stimulation of tight carbonate reservoirs using acid-in-diesel emulsions: Field application | |
| EA006882B1 (en) | Propped fracture with high effective surface area | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| EA005238B1 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
| EA013449B1 (en) | A method of treating a well (embodiments) and plug composition for use in a well | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| NL9001780A (en) | METHOD FOR TREATING UNDERGROUND FORMATIONS | |
| CA2971910A1 (en) | Methods of producing hydrocarbons from a wellbore utilizing optimized water injection | |
| US9512704B2 (en) | Methods of producing hydrocarbons from a wellbore utilizing optimized high-pressure water injection | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2144132C1 (en) | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well | |
| RU2184221C1 (en) | Method of complex action on face zone of well | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| Fredrickson et al. | Selective placement of fluids in a fracture by controlling density and viscosity | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
| CA2019057A1 (en) | Method of stabilizing polymer solutions in a subterranean formation | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| SU607959A1 (en) | Method of treating well-face area |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070715 |