RU2319726C1 - Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта - Google Patents
Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2319726C1 RU2319726C1 RU2006147407/03A RU2006147407A RU2319726C1 RU 2319726 C1 RU2319726 C1 RU 2319726C1 RU 2006147407/03 A RU2006147407/03 A RU 2006147407/03A RU 2006147407 A RU2006147407 A RU 2006147407A RU 2319726 C1 RU2319726 C1 RU 2319726C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reagent
- bottomhole
- formation
- oil
- formation zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Технический результат- повышение эффективности обработки нефтяного пласта. Реагент для обработки призабойной зоны пласта содержит в мас.%: ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий - 30-85,0, поверхностно-активное вещество - 0,1-10, фторид калия - 1,0-1,5, растворитель - 10,0-69,0, вода - остальное. В способе обработки призабойной зоны нефтяной зоны пласта осуществляют закачку указанного выше реагента, продавку его в пласт и выдержку и удаление продуктов реакции. Причем закачку реагента можно вести циклически, а удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляют методом депрессии или продавкой в пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам и способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Известен кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов, включающий хлорсодержащий реагент хлорид аммония или ингибированную соляную кислоту (1,0-5,0), фторсодержащий реагент - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,0-5,0) и дополнительно - полигликоли (10,0-40,0) и алкил-бензолсульфокислоту (10-30) (см. Патент РФ №2243369, 7 Е21В 43/27).
Известен кислотный состав для обработки терригенных коллекторов, включающий ингибированную соляную кислоту (8,0-15,0), в качестве фторсодержащего реагента - плавиковую кислоту, или бифторид аммония, или фторид аммония (1,5-10,0), борную кислоту (1,0-3,0) и дополнительно изопропиловый спирт (5,0-10,0) и "Алкилфосфат-Химеко", или "Эфирокс-7", или "Фосфол-10" (0,5-2,0) (см. Патент РФ №2244816, Е21В 43/27).
Недостатками известных составов является низкая эффективность, связанная с высокой скоростью реакции композиций с карбонатными составляющими терригенной породы и малой глубиной проникновения активного кислотного и фторсодержащего реагента обусловленная образованием нерастворимого осадка - фтористого кальция (CaF2), а также потеря энергетики реагента непосредственно вблизи от ствола скважины. В результате снижается эффективность обработок.
Существенными недостатками известных составов являются дефицитность и дороговизна используемых химических веществ.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий смесь ингибированной соляной 3-23 и фтористоводородной кислот 0,5-5, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ 0,1-1, растворитель АСПО 0,3-3, оксиэтилендифосфоновую кислоту и/или уксусную кислоту 0,05-6, взаимный растворитель 10-30 и воду (см. Патент РФ №2249101, 7 Е21В 43/27).
Недостатком известного состава является невысокая эффективность обработки призабойной зоны вследствие недостаточной проникающей способности его в глубь пласта, высокой скорости реакции кислотной композиции с породой, невозможности предотвращения последующего осаждения нерастворимых соединений в пласте, а также коррозионная активность по отношению к металлическому нефтепромысловому оборудованию.
Известны способы обработки призабойной зоны пласта кислотными и глинокислотными растворами, содержащие различные добавки в виде ПАВ, углеводородных жидкостей и спиртов (В.Н.Глушко, О.В.Поздеев «Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин». - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, стр.28-40).
Недостатками описанных способов является невысокая эффективность в результате отсутствия технологических приемов, усиливающих действие кислотных композиций.
Наиболее близким аналогом к предложенному изобретению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающим последовательную закачку буферной жидкости и кислотного состава, продавку его в пласт при помощи буферной жидкости, выдержки на реакцию и последующее удаление продуктов реакции (см. Патент РФ №2242604, 7 Е21В 43/27).
Способ недостаточно эффективен ввиду того, что применяемый реагент узкофункциональной назначенности. Он не может обеспечить полное удаление из призабойной зоны всех видов загрязнения и не позволяет, таким образом, провести максимально глубокую и полную обработку призабойной зоны пласта. Также недостатком известного способа является низкая эффективность обработок нефтяного пласта в условиях трудноизвлекаемых запасов (сложные коллекторы, тяжелые нефти). В процессе закачки в призабойной зоне пласта происходит отложение высокомолекулярных компонентов нефти, замедляющих реакцию закачиваемого реагента с породами пласта.
Изобретение направлено на создание реагента для кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта и интенсификации добычи, обладающего свойствами изменять фильтрационно-емкостные характеристики нефтяного пласта, и способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта при разработке нефтяных месторождений на участках с трудноизвлекаемыми запасами нефти с применением реагента.
Поставленная задача решается так, что реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, в качестве кислотного компонента содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем содержании компонентов, мас.%:
Ингибированный частично гидролизованный
| Хлористый алюминий | 30-85,0 |
| Поверхностно-активного вещество | 0,1-10,0 |
| Фторид калия | 1,0-1,5 |
| Растворитель | 10,0-69,0 |
| Вода | Остальное |
а также так, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем закачку кислотного состава, продавку его в пласт, выдержку и удаление продуктов реакции из призабойной зоны, в качестве кислотного состава берут реагент по п.1.
В вариантах способа:
1) в способе по п.2, закачку реагента ведут циклически;
2) в способе по п.2 или по п.3, продукты реакции удаляют из призабойной зоны методом депрессии или продавливают в пласт;
Гидроксохлористый алюминий берут по ТУ 38.302163-94;
Фторид калия берут по ГОСТ 10067-80;
В качестве ПАВ могут быть использованы, например, Неонол АФ9-12 по ТУ 38.507-63-171-91, Неонол АФ9-6, АФ9-4 по ТУ 38.50724-87, Дипроксамин-157(-65) по ТУ 6-14-614-76 или ТУ 38-1011128-87.
В качестве растворителя используют, например, технический глицерин по ГОСТ 6259-75, метиловый спирт по ГОСТ 2222-95, этиловый спирт по ГОСТ 18300-80, метилэтилкетона по ТУ 6-09-782-76, изопропиловый спирт, массовая доля вещества 96,0% по ГОСТ 9805-84. полигликоли по ТУ 2422-007-0576801-93, ацетон по ГОСТ 2768-84.
В качестве продавочной жидкости может быть использована углеводородная жидкость, например безводная нефть, пластовая вода или технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор.
Предлагаемый реагент готовят при 25°С при перемешивании компонентов в различной последовательности. Реагент устойчив и эффективен при применении в температурных условиях от -50°С до +70°С, а также не вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования и не ухудшает товарные характеристики нефти.
Приводим пример приготовления реагента.
В колбу емкостью 1000 см3, снабженную мешалкой, последовательно при температуре 50°С и перемешивании вливают раствор ингибированного частично гидролизованного хлористого алюминия и поверхностно-активного вещества. Далее добавляют фторид калия и водорастворимый растворитель и доводят водой до 100%. Нагревают и перемешивают в течение 60 минут до получения однородной массы. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.
| Таблица 1 | |||||||
| № п/п | Компонентный состав, мас.% | ||||||
| Гидроксохлористый алюминий | Фторид калия | Растворитель | Поверхностно-активные вещества | Вода | |||
| 1 | 30 | 1.0 | Технический глицерин | 20 | Неонол АФ9-12 | 0,1 | остальное (0,5) |
| Полигликоли | 3 | ||||||
| Метиловый спирт | 5,3 | Дипроксамин-157 | 0,1 | ||||
| Ацетон | 40 | ||||||
| 2 | 39 | 1.5 | Технический глицерин | 10 | неонол АФ9-12 | 0,1 | остальное (1) |
| Полигликоли | 5 | ||||||
| Метилэтилкетон | 40 | ||||||
| Изопропиловый спирт | 3,4 | ||||||
| 3 | 45 | 1.4 | Технический глицерин | 20 | неонол АФ9-12 | 0,1 | остальное (15) |
| Полигликоли | 10 | Дипроксамин-157 | 0,4 | ||||
| Этиловый спирт | 8,1 | ||||||
| 4 | 56 | 1.4 | Технический глицерин | 10 | неонол АФ9-12 | 10 | остальное (7) |
| Полигликоли | 7 | ||||||
| Этиловый спирт | 8,6 | ||||||
| 5 | 65 | 1.5 | Технический глицерин | 5 | Дипроксамин-157 | 10 | остальное (5) |
| Полигликоли | 5 | ||||||
| Изопропиловый спирт | 8,5 | ||||||
| 6 | 73 | 1.4 | Технический глицерин | 5 | Неонол АФ9-12 | 5 | остальное (15,6) |
| Полигликоли | 5 | Дипроксамин-157 | 0,5 | (17) | |||
| Метиловый спирт | 3,1 | ||||||
| 7 | 80 | 1.3 | Технический глицерин | 5 | Неонол АФ9-12 | 0,5 | остальное (13,2) |
| Метилэтилкетон | 2,2 | Дипроксамин-157 | 0,5 | (16) | |||
Определяют свойства предлагаемого реагента:
- совместимость компонентов реагента ГХА;
- способность предлагаемого состава предотвращать образование нефтекислотных эмульсий;
- межфазное поверхностное натяжение на границе реагент - углеводород;
- скорость коррозии стали в реагенте;
- скорость растворения пород с карбонатом и глиной при температуре 25°С;
Совместимость определяют по отсутствию расслоения реагента и образование осадков при температуре 20-70°С.
Способность предлагаемых реагентов предотвращать образование эмульсий с нефтью определяли по объему водной и нефтяной фазы после встряхивания равных объемов нефти и реагента в градуированной пробирки через сито с размером ячейки 0,149 мм, в случай образования эмульсии на сите оставались следы.
Межфазное натяжение, мН/м на границе с углеводородом (керосина) определяют в полученных реагента при помощи автоматического сталагмометра АЖЦ 2.784.001 по методике, прилагаемой к прибору.
Скорость коррозии стали, г/м2-час, определяют по общепринятой методике по потери массы пластинок из стали марки Ст3 размером 25·20·0,5 мм после выдержки их в течение 24 часов в испытуемом реагенте при 20°С.
Исследовали растворяющую способность предлагаемого реагента и состав по прототипу по отношению к породе с включениями карбоната или глины.
Для проведения испытания по растворению породы берут кварцевые трубки (цилиндры) размером
- наружный диаметр цилиндра, DН=10 мм;
- внутренний диаметр цилиндра, DВН=7 мм;
- высота цилиндра, Н=20 мм;
- площадь их поверхности, S=11,5 см2.
Растворение породы реагентом определяли по общепринятой методике.
Результаты лабораторных опытов приведены в таблице 2.
| Таблица 2 | ||||||
| № реагента из таблице 1 | Межфазное натяжение на границе с, мН/м | Скорость коррозии, г/м-час | Порода с карбонатом, растворение при 25°С | Порода с глиной, растворение при 25°С | ||
| Время контакта, час | Доля растворенный породы,% | Время контакта, мин | Доля растворенный породы,% | |||
| 1 | 2.97 | 0.23 | 0.5 | 0.32 | 5 | 3.90 |
| 1 | 0.46 | 10 | 8.97 | |||
| 10.0 | 0.9 | 15 | 9.89 | |||
| 2 | 3.33 | 0.25 | 0.5 | 0.28 | 5 | 6.56 |
| 1 | 0.45 | 10 | 12.89 | |||
| 10.0 | 0.85 | 15 | 18.56 | |||
| 3 | 5.44 | 0.20 | 0.5 | 0.30 | 5 | 7.01 |
| 1 | 0.42 | 10 | 10.06 | |||
| 10.0 | 0.78 | 15 | 13.67 | |||
| 4 | 1.25 | 0.18 | 0.5 | 0.23 | 5 | 6.99 |
| 1 | 0.47 | 10 | 11.14 | |||
| 10.0 | 0.70 | 15 | 15.9 | |||
| 5 | 0.38 | 0.19 | 0.5 | 0.19 | 5 | 5.56 |
| 1 | 0.35 | 10 | 7.9 | |||
| 10.0 | 1.0 | 15 | 13.26 | |||
| 6 | 0.23 | 0.17 | 0.5 | 0.30 | 5 | 4.09 |
| 1 | 0.45 | 10 | 6.33 | |||
| 10.0 | 1.1 | 15 | 9.78 | |||
| 7 | 0.24 | 0.15 | 0.5 | 0.35 | 5 | 3.08 |
| 1 | 0.46 | 10 | 5.12 | |||
| 10.0 | 1.3 | 15 | 8.7 | |||
| прототип | 18.24 | 0.54 | 0.5 | 0.050 | 5 | 46.32 |
| 1 | 0.45 | 10 | 14.12 | |||
| 10.0 | 0.59 | 15 | 5.27 | |||
Исследования эмульгирующей способности предлагаемого реагента показали, что эмульсии при взаимодействии с нефтью не образуется: смеси нефти и реагент после встряхивания полностью разделялись на водную и органическую фазы в течение 5-30 мин.
Как следует из таблицы 2, скорость растворяющей способности реагента значительно ниже, чем состав по прототипу, причем со временем она увеличивается, что позволяет увеличить глубину обработки и охват пласта воздействием и, следовательно, эффективность кислотной обработки оказывается выше, чем у прототипа.
Депрессионное воздействие осуществляют методами: свабирования, снижения уровня жидкости в скважине, компрессирования, замены скважиной жидкости пенными системами и другими используемыми в нефтепромысловой практике технологическими приемами.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.
Способ осуществляется следующим образом.
Выбирают скважину под обработку. В призабойную зону добывающей или нагнетательной скважины через технологические НКТ посредством насосного агрегата закачивают заявляемый реагент и продавливают его в пласт продавочной жидкостью. Проводят технологическую выдержку. Время окончания обработки контролируют любым известным методом.
После истечения времени реагирования в пласте образуются подвижные комплексы, которые могут быть легко извлечены на поверхность депрессионными методами (свабированием) или продавлены в глубь пласта.
После обработки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности реагента заявленным способом обработки призабойной зоны нефтяного пласта с его применением.
Пример 1.
Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины. Спускают технологические НКТ с установкой перо-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При открытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата доводят до интервала перфорации 3,5 м реагента, закрывают межтрубную задвижку и докачивают оставшийся объем реагента - 3,5 м3. Продавливают рабочий объем в пласт 6 м3 товарной нефти. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. По истечении времени реагирования депрессионным воздействием - свабированием - извлекают 20 м3 отработанного состава с водой, нефтью и продуктами реакции. Промывают скважину до забоя. Спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.
До обработки дебит скважины был 0,5 т/сут, после обработки стал 5,5 т/сут. Обводненность добываемой продукции не изменилась и осталась на уровне 24%.
Пример 2.
Обрабатывают призабойную зону водонагнетательной скважины. Выполняют технологические операции, как в примере 1. По истечении времени реагирования продавливают продукты реакции глубоко в пласт 20 м3 технологической воды.
После проведения обработки приемистость водонагнетательной скважины увеличилась с 134 м3/сут и достигла 288 м3/сут.
Примеры 3-7 проводились аналогично примерам 1-2.
Пример 8. Выполняют технологические операции, как в примере 7. Закачку ведут в 2 цикла, продавливают технологической жидкостью после каждого цикла.
Пример 9 по прототипу.
Данные по примерам 1-9 сведены в таблицу 3.
| Таблица 3 | |||||||
| Результаты промысловых испытаний | |||||||
| номер примера | категория скважины | Тип коллектора | Приемистость, м3/сут | Дебит нефти, т/сут | № реагента из таблицы №1 | ||
| до обработки | после обработки | до обработки | после обработки | ||||
| 1 | доб. | карбонатный | 0,5 | 5,5 | 7 | ||
| 2 | наг. | терригенный | 134 | 288 | 2 | ||
| 3 | доб. | терригенный | 1,5 | 3,0 | 1 | ||
| 4 | наг. | карбонатный | 57 | 142 | 3 | ||
| 5 | доб. | карбонатный | 1,7 | 4,1 | 5 | ||
| 6 | доб. | карбонатный | 0,8 | 3,6 | 4 | ||
| 7 | доб. | терригенный | 2,1 | 5,2 | 6 | ||
| 8 | наг. | терригенный | 2,5 | 7,3 | 3 | ||
| 9 прототип | доб. | 7,2 | 9,2 | ||||
По данным таблицы 3 видно, что использование предложенного реагента и способа позволяет существенно увеличить продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.
Claims (4)
1. Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий ингибированный кислотный компонент, поверхностно-активное вещество, растворитель и воду, отличающийся тем, что в качестве кислотного компонента он содержит ингибированный частично гидролизованный хлористый алюминий и дополнительно фторид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислотного состава, продавку его в пласт, выдержку и удаление продуктов реакции из призабойной зоны, отличающийся тем, что в качестве кислотного состава берут реагент по п.1.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что закачку реагента ведут циклически.
4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что продукты реакции удаляют из призабойной зоны методом депрессии или продавливают в пласт.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006147407/03A RU2319726C1 (ru) | 2006-12-25 | 2006-12-25 | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006147407/03A RU2319726C1 (ru) | 2006-12-25 | 2006-12-25 | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2319726C1 true RU2319726C1 (ru) | 2008-03-20 |
Family
ID=39279761
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006147407/03A RU2319726C1 (ru) | 2006-12-25 | 2006-12-25 | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2319726C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2656293C1 (ru) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
-
2006
- 2006-12-25 RU RU2006147407/03A patent/RU2319726C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГЛУШКО В.Н. и др. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. - М.: ВНИИУ и ЭНП, 1998, с.28-40. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2656293C1 (ru) * | 2017-02-01 | 2018-06-04 | Павел Юрьевич Илюшин | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |
| RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2543224C2 (ru) | Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| RU2319726C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2407769C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| RU2475638C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного нефтяного пласта | |
| CN112724949A (zh) | 一种用于稠油井解堵的类乳酸化解堵剂及其应用 | |
| RU2007100657A (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2295635C2 (ru) | Способ извлечения нефти | |
| RU2249101C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| RU2242605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2302522C1 (ru) | Способ обработки заглинизированных пластов | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2242604C1 (ru) | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением | |
| CN106050197A (zh) | 一种弱碱三元复合驱增油机理的分析方法 | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| GB933905A (en) | Recovery of fluids from underground formations | |
| RU2810380C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2272127C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2342419C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов | |
| RU2724833C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора | |
| RU2165013C1 (ru) | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи | |
| US2824834A (en) | Acidizing wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171226 |