RU2255215C1 - Method for processing face-adjacent bed zone - Google Patents
Method for processing face-adjacent bed zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2255215C1 RU2255215C1 RU2004103749/03A RU2004103749A RU2255215C1 RU 2255215 C1 RU2255215 C1 RU 2255215C1 RU 2004103749/03 A RU2004103749/03 A RU 2004103749/03A RU 2004103749 A RU2004103749 A RU 2004103749A RU 2255215 C1 RU2255215 C1 RU 2255215C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- oil
- acid
- soncor
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами нефти или газа, а также в качестве жидкости гидроразрыва и перфорации скважин.The invention relates to the oil industry and can be used for acid treatment of the bottomhole formation zone, represented by heterogeneous permeability carbonate or terrigenous reservoirs of oil or gas, as well as fracturing and perforation wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи, отличающийся тем, что после обводненности добываемой продукции более 50% в залежь закачивают закупоривающий материал, в качестве которого используют нефтяную эмульсию (RU №2096600, кл. Е 21 В 43/22, 1997). Недостатком способа является недостаточно глубокое проникновение эмульсии в пласт.There is a method of developing an oil deposit, characterized in that after water cut of the produced products more than 50%, a plugging material is pumped into the reservoir, which is used as an oil emulsion (RU No. 2096600, class E 21 B 43/22, 1997). The disadvantage of this method is not sufficiently deep penetration of the emulsion into the reservoir.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой залежи (RU №2092686, кл. Е 21 В 43/27, 43/14), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Перед закачкой раствора кислоты закачивают отход производства изопрена, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии. Недостатком способа является сложность технологии и низкая эффективность, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт.A known method of processing the bottom-hole zone of a well in a multilayer reservoir (RU No. 2092686, class E 21 B 43/27, 43/14), comprising injecting an oil emulsion and an acid solution. Before the injection of the acid solution, the waste from the production of isoprene, which dissolves the oil component of the oil emulsion, is pumped. The disadvantage of this method is the complexity of the technology and low efficiency due to the small depth of penetration of the oil emulsion into the reservoir.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты (RU №2084622, кл. Е 21 В 43/27, 1996). Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, обусловленная малой глубиной проникновения нефтяной эмульсии в пласт и невозможности регулирования ее стабильности при температуре 60-100°С.The closest in technical essence and the achieved result is a method of processing the bottom-hole zone of the well, including the injection into the reservoir of an inverse oil emulsion and an aqueous solution of acid (RU No. 2084622, class E 21 B 43/27, 1996). The main disadvantage of this method is its low efficiency when used on highly permeable and fractured reservoirs, due to the small depth of penetration of the oil emulsion into the reservoir and the inability to control its stability at a temperature of 60-100 ° C.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа обработки призабойной зоны пласта за счет увеличения проникающей способности обратной эмульсии с целью более глубокой доставки в пласт и регулирование стабильности в диапазоне температур 60-100°С.The objective of the invention is to increase the efficiency of the method of processing the bottom-hole zone of the formation by increasing the penetrating ability of the reverse emulsion with the aim of deeper delivery into the formation and regulating stability in the temperature range of 60-100 ° C.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт обратной нефтяной эмульсии и водного раствора кислоты, в качестве обратной эмульсии используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, % об.:This goal is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the injection into the formation of an inverse oil emulsion and an aqueous solution of acid, an invert emulsion using an emulsion containing the following components,% vol .:
Углеводородная жидкость 26-40Hydrocarbon Liquid 26-40
Маслорастворимый азотсодержащий эмульгаторOil Soluble Nitrogen Emulsifier
Сонкор-9601 или Сонкор-9701 0,4-5Soncor-9601 or Soncor-9701 0.4-5
Водный раствор ингибированной 10% солянойAn aqueous solution of inhibited 10% hydrochloric acid
кислоты или глинокислоты или водный растворacid or clay acid or aqueous solution
1-10% хлористого кальция или хлористого натрия остальное1-10% calcium chloride or sodium chloride
В качестве углеводородной жидкости используют дизельное топливо, или жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, или нестабильный газовый бензин, или легкую нефть.As the hydrocarbon liquid, diesel fuel or paraffin liquid petroleum hydrocarbons, or unstable gas gasoline, or light oil are used.
Обратная эмульсия сохраняет стабильность в течение 6-35 часов при температуре от 60 до 100°С при фильтрации через модель пласта с проницаемостью более или равной 0,2 мкм2 .The inverse emulsion remains stable for 6-35 hours at a temperature of from 60 to 100 ° C when filtered through a reservoir model with a permeability greater than or equal to 0.2 μm 2 .
Время закачки обратной эмульсии при фильтрации в пласт не должно превышать времени сохранения стабильности эмульсии.The time of injection of the inverse emulsion during filtration into the formation should not exceed the time of maintaining the stability of the emulsion.
Задача решается путем последовательной закачки в пласт обратной эмульсии с регулируемой стабильностью при температуре 60-100°С и водного раствора кислоты. В заявляемом способе обратная эмульсия служит избирательным и временным изоляционным материалом, который закупоривает высокопроницаемые пропластки нефтяного пласта. Закачиваемый после этого водный раствор кислоты поступает в низкопроницамый интервал пласта, реагирует с породой пласта и кольматирующими соединениями и увеличивает проницаемость. В заявляемом способе обратная эмульсия может содержать водный раствор ингибированной соляной или глинокислоты. При этом не происходит прямого контакта кислоты с породой пласта, кислота, находящаяся внутри гидрофобной эмульсии, может быть закачана вглубь пласта без потери ее активности. По истечении определенного времени, которое регулируется концентрацией эмульгатора, температурой и составом внутренней фазы, эмульсия разрушается на две фазы (водную и углеводородную), производит полезную работу по увеличению проницаемости породы, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. Вследствие этих процессов общая проницаемость обрабатываемого интервала увеличивается и выравнивается.The problem is solved by sequentially injecting a reverse emulsion into the formation with adjustable stability at a temperature of 60-100 ° C and an aqueous acid solution. In the inventive method, the inverse emulsion serves as a selective and temporary insulating material that clogs highly permeable layers of the oil reservoir. The aqueous acid solution injected after this enters the low-permeability interval of the formation, reacts with the formation rock and colmatizing compounds and increases permeability. In the inventive method, the inverse emulsion may contain an aqueous solution of inhibited hydrochloric or clay acid. In this case, there is no direct contact of the acid with the formation rock; the acid located inside the hydrophobic emulsion can be pumped deeper into the formation without losing its activity. After a certain time, which is governed by the concentration of the emulsifier, the temperature and composition of the internal phase, the emulsion breaks down into two phases (water and hydrocarbon), performs useful work to increase the permeability of the rock, after which oil can freely flow into the well from both low and from high permeability formation intervals. As a result of these processes, the overall permeability of the treated interval increases and levels out.
В отличие от известного способа в заявляемом гидрофобная эмульсия стабилизирована эффективными азотсодержащими эмульгаторами (Сонкором-9601 или Сонкором-9701). Сонкор-9601 или Сонкор-9701 - продукты реакции аминов и жирных кислот таллового масла с растворителями и добавками. В качестве добавок в их состав входят неионогенные ПАВ ( АФ9-6 или АФ9-12). Введение в Сонкор-9601 или Сонкор-9701 н-ПАВ приводит к образованию синергетической смеси продуктов реакции аминов и жирных кислот таллового масла с н-ПАВ, которая обладает большей полярностью и межфазной активностью. Таким образом, Сонкор-9601 или Сонкор-9701 являются комбинацией ПАВ, что придает им более широкий спектр регулируемых свойств, в частности более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701. Более низкое межфазное натяжение углеводородных растворов азотсодержащих эмульгаторов Сонкор-9601 или Сонкор-9701, чем у известного состава способствует уменьшению размера глобул дисперсной фазы эмульсии. Последний фактор способствует более глубокой равномерной доставке состава как в низко- так и в высокопроницаемые трещины пласта. Использование эффективных эмульгаторов позволило создать обратные эмульсии с заранее регулируемой (прогнозируемой) стабильностью в широком диапазоне температур. Кроме того, наличие катионов металлов (Са++, Na+) способствует протеканию обменной реакции образования металлических мыл высших карбоновых кислот, которые присутствуют в составе эмульгаторов, а это приводит к снижению межфазного натяжения и более эффективному эмульгированию и регулированию стабильности эмульсии.In contrast to the known method, the inventive hydrophobic emulsion is stabilized by effective nitrogen-containing emulsifiers (Soncor-9601 or Soncor-9701). Soncor-9601 or Soncor-9701 - reaction products of amines and tall oil fatty acids with solvents and additives. As additives, they include nonionic surfactants (AF 9 -6 or AF 9 -12). The introduction of n-surfactant into Soncor-9601 or Soncor-9701 leads to the formation of a synergistic mixture of the reaction products of amines and fatty acids of tall oil with n-surfactant, which has a greater polarity and interphase activity. Thus, Sonkor-9601 or Sonkor-9701 are a combination of surfactants, which gives them a wider range of controlled properties, in particular lower interfacial tension of hydrocarbon solutions of nitrogen-containing emulsifiers Sonkor-9601 or Sonkor-9701. The lower interfacial tension of hydrocarbon solutions of nitrogen-containing emulsifiers Sonkor-9601 or Sonkor-9701 than that of the known composition helps to reduce the size of the globules of the dispersed phase of the emulsion. The latter factor contributes to a deeper uniform delivery of the composition to both low- and highly permeable formation fractures. The use of effective emulsifiers made it possible to create reverse emulsions with predetermined (predicted) stability over a wide temperature range. In addition, the presence of metal cations (Ca ++ , Na + ) promotes the exchange reaction of the formation of metal soaps of higher carboxylic acids, which are present in the composition of emulsifiers, and this leads to a decrease in interfacial tension and more effective emulsification and regulation of the stability of the emulsion.
Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты их содержащие.To implement the method using the following reagents and commercial products containing them.
В качестве маслорастворимых азотсодержащих эмульгаторов использовали Сонкор-9601 (ТУ-2415-009-00151816-98) или Сонкор-9701 (ТУ 2415-006-00151816-2000), представляющие собой смесь продуктов реакции аминов с жирными кислотами таллового масла с растворителем и добавками, Эмультал (ТУ 6-14-1035-79) - смесь сложных моноэфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, Нефтенол-НЗ марки 40 (2483-007-1719778-97) - углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина. Сонкор-9601 и Сонкор-9701 выпускаются АО “Опытный завод Нефтехим” г. Уфа, Эмультал и Нефтенол-НЗ марки 40 производятся АО “Химеко Ганг”.Soncor-9601 (TU-2415-009-00151816-98) or Soncor-9701 (TU 2415-006-00151816-2000), which are a mixture of the reaction products of amines with tall oil fatty acids with a solvent and additives, were used as oil-soluble nitrogen-containing emulsifiers. , Emultal (TU 6-14-1035-79) - a mixture of complex monoesters of tall oil acids and triethanolamine, Neftenol-NZ grade 40 (2483-007-1719778-97) - a hydrocarbon solution of esters of oleic, linolenic, and resin acids and triethanolamine. Sonkor-9601 and Sonkor-9701 are produced by JSC "Neftekhim Experimental Plant" in Ufa, Emultal and Neftenol-NZ grade 40 are produced by JSC "Himeko Gang".
В качестве водной фазы использовали ингибированную соляную кислоту (ТУ 48 1482), или глинокислоту (ТУ 601147888), или растворы хлористого кальция либо хлористого натрия.Inhibited hydrochloric acid (TU 48 1482), or clay acid (TU 601147888), or solutions of calcium chloride or sodium chloride were used as the aqueous phase.
В качестве углеводородной жидкости использовали дизельное топливо, жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин или легкую сырую нефть.The hydrocarbon liquid used was diesel fuel, liquid paraffin-type petroleum hydrocarbons, for example BFLH (a wide fraction of low-boiling light hydrocarbons), unstable gas gasoline or light crude oil.
Для сравнительной оценки эффективности разрабатываемого и известного способа испытывают составы согласно изобретению и прототипу.For a comparative assessment of the effectiveness of the developed and known method, the compositions according to the invention and prototype are tested.
Обратную эмульсию в заявляемом способе готовят следующим способом. В расчетное по рецептуре количество углеводородной жидкости растворяют необходимое количество эмульгатора (Сонкор-9601 или Сонкор-9701 и др.) при интенсивном перемешивании, порционно в 3-4 приема вводят расчетное количество водного раствора кислоты или водного раствора СаСl2 или NaCl. Время перемешивания эмульсионной композиции составляет 5 мин при скорости перемешивания 5000 об/мин.The inverse emulsion in the present method is prepared in the following way. The required amount of emulsifier (Soncor-9601 or Soncor-9701 and others) is dissolved in the calculated amount of hydrocarbon liquid with vigorous stirring, and the calculated amount of an aqueous acid solution or an aqueous solution of CaCl 2 or NaCl is introduced in portions of 3-4 doses. The mixing time of the emulsion composition is 5 minutes at a mixing speed of 5000 rpm.
Составы в способе по прототипу готовят смешением товарной нефти, эмульгатора и пластовой воды в количествах, описанных в прототипе.The compositions in the method according to the prototype are prepared by mixing marketable oil, emulsifier and produced water in the quantities described in the prototype.
Оценку эффективности способа проверяют в лабораторных условиях по определению стабильности обратной эмульсии в интервале температур 60-100°С, вязкости, по измерению межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора и определении проницаемости керна, при которой эмульсия не разрушается.Evaluation of the effectiveness of the method is checked in laboratory conditions to determine the stability of the reverse emulsion in the temperature range 60-100 ° C, viscosity, to measure the interfacial tension of hydrocarbon solutions of the emulsifier and to determine the permeability of the core, in which the emulsion is not destroyed.
Стабильность эмульсии оценивалась при определенной температуре во времени до выделения водной фазы в нижнем слое. Стабильная эмульсия имеет 100% агрегативную устойчивость при Vн2о=0. Агрегативная устойчивость рассчитывается по формуле:The stability of the emulsion was evaluated at a certain temperature in time until the aqueous phase in the lower layer was isolated. Stable emulsion has 100% aggregative stability at Vn 2 about = 0. Aggregate stability is calculated by the formula:
Vэм - объем эмульсии;V em - the volume of the emulsion;
Vн2о - объем выделившейся воды.Vн 2 о - volume of released water.
Вязкость определялась на ротационном вискозиметре Брукфильда при скорости сдвига 73,2 сек-1.The viscosity was determined on a Brookfield rotational viscometer at a shear rate of 73.2 sec -1 .
Межфазное натяжение углеводородных растворов эмульгаторов измеряют на сталагмометре, оборудованным медицинским шприцом с микрометрическим винтом, разработанным в УфНИИ.The interfacial tension of hydrocarbon solutions of emulsifiers is measured on a stalagmometer equipped with a medical syringe with a micrometer screw, developed in Ufa Research Institute.
Межфазное натяжение определяют по формуле:Interfacial tension is determined by the formula:
К - постоянная прибора;K is the constant of the device;
n - число делений микрометра;n is the number of divisions of the micrometer;
d1 - плотность воды;d 1 is the density of water;
d2 - плотность исследуемой жидкости.d 2 - density of the investigated fluid.
Эксперименты по изучению фильтрационных характеристик при использовании заявляемого и известного способа проводили на линейных моделях длиной 10 см и диаметром 3,5 см, заполненных кварцевым песком. Керны насыщались дизельным топливом, которое замещалось моделью нефти. Определялась проницаемость керна по дизельному топливу и нефти. Затем через керн прокачивался состав в объеме 2v пор при скорости фильтрации 6,8 м/сут и замерялась подвижность с визуальной оценкой стабильности эмульсии на выходе из керна. Расчет подвижности проводят по формуле:Experiments on the study of filtration characteristics using the proposed and known method were carried out on linear models 10 cm long and 3.5 cm in diameter, filled with quartz sand. The cores were saturated with diesel fuel, which was replaced by a model of oil. The core permeability was determined for diesel fuel and oil. Then, a composition in a volume of 2 pores was pumped through the core at a filtration rate of 6.8 m / day and mobility was measured with a visual assessment of the stability of the emulsion at the core exit. The calculation of mobility is carried out according to the formula:
λ - подвижность воды (λ=k/μ), мкм2/сПз;λ is the mobility of water (λ = k / μ), μm 2 / cPz;
k - проницаемость, мкм;k is the permeability, microns;
μ - вязкость, сПз;μ is the viscosity, cPz;
L - длина керна, см;L is the core length, cm;
Q - заданный расход, см3/сек;Q is the given flow rate, cm 3 / s;
S - площадь керна, см2;S is the core area, cm 2 ;
ΔР - перепад давления, атм.ΔР - pressure drop, atm.
Результаты испытаний состава в заявляемом и известном способе, взятого за прототип, представлены в табл.1-3.The test results of the composition in the claimed and known method, taken as a prototype, are presented in table.1-3.
Из представленных в табл.1 данных следует, что в заявляемом способе обратная эмульсия обладает регулируемой стабильностью в интервале температур 60-100°С в течение 6-35 час, тогда как состав в способе по прототипу имеет стабильность всего 1-3. При содержании в составе эмульсии эмульгатора Сонкора-9601 или Сонкора-9701 в количестве менее 0,4% нецелесообразно, так как эмульсия имеет недостаточную стабильность. Содержание в составе эмульгатора более 5% приводит к резкому увеличению стабильности и невозможности использовать как временно изолирующий материал.From the data presented in table 1, it follows that in the inventive method, the inverse emulsion has adjustable stability in the temperature range 60-100 ° C for 6-35 hours, while the composition in the prototype method has a stability of only 1-3. When the content of the emulsion of the emulsifier Sonkor-9601 or Sonkor-9701 in an amount of less than 0.4% is impractical, since the emulsion has insufficient stability. The content in the composition of the emulsifier of more than 5% leads to a sharp increase in stability and inability to use as a temporarily insulating material.
Как видно из данных, приведенных в табл.2, межфазное натяжение углеводородных растворов Сонкор-9601 и Сонкор-9701 несравнимо меньше межфазного натяжения углеводородных растворов эмульгатора по прототипу.As can be seen from the data given in table 2, the interfacial tension of hydrocarbon solutions Sonkor-9601 and Sonkor-9701 is incomparably less than the interfacial tension of hydrocarbon solutions of the emulsifier of the prototype.
Заявляемая обратная эмульсия фильтруется без разрушения через керн с проницаемостью более 0,2 мкм2, а эмульсия по прототипу - через керн с проницаемостью более 18 мкм2.The inventive inverse emulsion is filtered without destruction through a core with a permeability of more than 0.2 μm 2 , and the emulsion of the prototype through a core with a permeability of more than 18 μm 2 .
Таким образом, эффективность заявляемого способа определяется следующими преимуществами по сравнению с известным способом:Thus, the effectiveness of the proposed method is determined by the following advantages compared with the known method:
- обратная эмульсия в заявляемом способе имеет регулируемую стабильность в диапазоне температур 60-100°С;- the inverse emulsion in the present method has adjustable stability in the temperature range of 60-100 ° C;
- стабилизированная эффективными маслорастворимыми азотсодержащими эмульгаторами (Сонкор-9601 и Сонкор-9701 и др.), имеющими низкое межфазное натяжение углеводородных растворов, обратная эмульсия в заявляемом способе имеет значительно меньший размер глобул дисперсной фазы, а это обеспечивает более глубокое проникновение в пласт.- stabilized by effective oil-soluble nitrogen-containing emulsifiers (Sonkor-9601 and Sonkor-9701, etc.) having a low interfacial tension of hydrocarbon solutions, the inverse emulsion in the inventive method has a significantly smaller size of the globules of the dispersed phase, and this provides a deeper penetration into the reservoir.
На практике разработанный способ реализуют следующим способом.In practice, the developed method is implemented in the following way.
На скважине, запланированной для проведения интенсифицирующих работ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки определяют степень неоднородности пласта и ее характер в интервале перфорации скважины. Далее рассчитывают объем обратной эмульсии для эффективной временной изоляции интервала, по которому происходит прорыв воды. Затем готовят расчетный объем обратной эмульсии, содержащий водный раствор или ингибированной кислоты или водный раствор солей. Эмульгирование кислотного или водного раствора в углеводородном растворе эмульгатора осуществляют в специальном смесителе или установке УОЭ-1. Далее закачивают расчетное количество кислотного раствора. Закачку жидкости прекращают на время, соответствующее стабильности обратной эмульсии (табл.1). После выдержки эмульсия разрушается, после чего нефть в скважину может свободно поступать как из низко-, так и из высокопроницаемых интервалов пласта. После чего приступают к освоению скважины.At a well planned for stimulating work, taking into account the geological and physical characteristics of the formation and current development indicators, the degree of heterogeneity of the formation and its nature in the interval of perforation of the well are determined. Next, the volume of the inverse emulsion is calculated for the effective temporary isolation of the interval over which water breakthrough occurs. Then prepare the estimated volume of the inverse emulsion containing an aqueous solution or an inhibited acid or an aqueous solution of salts. Emulsification of an acid or aqueous solution in a hydrocarbon solution of an emulsifier is carried out in a special mixer or unit UOE-1. Next, the calculated amount of the acid solution is pumped. Liquid injection is stopped for a time corresponding to the stability of the inverse emulsion (table 1). After exposure, the emulsion is destroyed, after which the oil can freely enter the well from both low and high permeability intervals of the reservoir. Then they begin to develop the well.
По результатам промысловых исследований использование предлагаемого способа позволяет примерно в 3 раза увеличить по сравнению с известным способом охват пласта по толщине и позволит увеличить добычу нефти при снижении обводненности добываемой продукции.According to the results of field studies, the use of the proposed method can increase the thickness of the formation by about 3 times in comparison with the known method and will increase oil production while reducing the water cut of the produced products.
%Emulsifier concentration,
%
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004103749/03A RU2255215C1 (en) | 2004-02-09 | 2004-02-09 | Method for processing face-adjacent bed zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004103749/03A RU2255215C1 (en) | 2004-02-09 | 2004-02-09 | Method for processing face-adjacent bed zone |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2255215C1 true RU2255215C1 (en) | 2005-06-27 |
Family
ID=35836698
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004103749/03A RU2255215C1 (en) | 2004-02-09 | 2004-02-09 | Method for processing face-adjacent bed zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2255215C1 (en) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
RU2494244C1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-09-27 | Эдуард Михайлович Тосунов | Treatment method of bottom-hole formation zone |
RU2495075C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acidic composition for bottom-hole treatment of oil reservoir |
RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
RU2527988C2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved methods for distribution and deviation of fluids in underground strata |
RU2539484C1 (en) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Emulsion formulation for water suppression, conformance control and well killing |
RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
RU2620685C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment |
RU2623380C1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-06-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Икар" | Method for acid treatment of bottomhole well zone |
RU2663021C1 (en) * | 2017-07-17 | 2018-08-01 | Акционерное общество "Ведущий научно-исследовательский институт химической технологии" | Method of lithuania extraction from sphodumene |
-
2004
- 2004-02-09 RU RU2004103749/03A patent/RU2255215C1/en active
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527988C2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved methods for distribution and deviation of fluids in underground strata |
RU2494244C1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-09-27 | Эдуард Михайлович Тосунов | Treatment method of bottom-hole formation zone |
RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
RU2495075C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Acidic composition for bottom-hole treatment of oil reservoir |
RU2539484C1 (en) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Emulsion formulation for water suppression, conformance control and well killing |
RU2525399C1 (en) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Acid emulsion for bottomhole formation zone |
RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
RU2620685C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Hydrophobic emulsion for carbonate bed treatment |
RU2623380C1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-06-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Икар" | Method for acid treatment of bottomhole well zone |
RU2663021C1 (en) * | 2017-07-17 | 2018-08-01 | Акционерное общество "Ведущий научно-исследовательский институт химической технологии" | Method of lithuania extraction from sphodumene |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60033419T2 (en) | LIQUID SYSTEM WITH CONTROLLABLE REVERSIBLE VISCOSITY | |
US4775489A (en) | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits | |
Al-Anazi et al. | Stimulation of tight carbonate reservoirs using acid-in-diesel emulsions: Field application | |
US3799266A (en) | Fracturing method using acid external emulsions | |
Nasr-El-Din et al. | Stimulation of water-disposal wells using acid-in-diesel emulsions: Case histories | |
EA004514B1 (en) | Well treatment composition and method of hydraulically fracturing a coal bed | |
RU2255215C1 (en) | Method for processing face-adjacent bed zone | |
EA017950B1 (en) | Breaker fluids and methods of using the same | |
US20130157904A1 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use | |
CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
CA2674182A1 (en) | Green coal bed methane fracturing fluid composition, methods of preparation and methods of use | |
RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
RU2623380C1 (en) | Method for acid treatment of bottomhole well zone | |
RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
WO2019245410A1 (en) | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation | |
RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
CN106753291A (en) | Anti-collapse oil-based drilling fluid | |
RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
RU2494244C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170710 |