RU2451175C1 - Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) - Google Patents
Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451175C1 RU2451175C1 RU2010151580/03A RU2010151580A RU2451175C1 RU 2451175 C1 RU2451175 C1 RU 2451175C1 RU 2010151580/03 A RU2010151580/03 A RU 2010151580/03A RU 2010151580 A RU2010151580 A RU 2010151580A RU 2451175 C1 RU2451175 C1 RU 2451175C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- gas
- acid
- formation
- zone
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта, в частности низкопроницаемых терригенных отложений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the processing of the bottomhole formation zone, in particular low-permeability terrigenous deposits.
Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистым цементом с содержанием до 10%. Из опыта применения кислотных обработок известно, что в коллекторах с процентным отношением карбонатных отложений выше 20% наиболее эффективна солянокислотная обработка, а при меньшем процентном отношении и для удаления соединений кальция необходима комплексная обработка: солянокислотная обработка в сочетании с глинокислотной обработкой.The reservoirs of gas condensate wells in the fields of Western Siberia are low permeable terrigenous deposits, cemented clay cement with a content of up to 10%. From the experience of using acid treatments, it is known that in reservoirs with a percentage of carbonate deposits above 20%, hydrochloric acid treatment is most effective, and with a lower percentage, complex treatment is also required to remove calcium compounds: hydrochloric acid treatment in combination with clay acid treatment.
Поэтапная закачка кислотных составов в пласт связана с присутствием в составе цемента горных пород минералов, содержащих в своем составе кальций, который при реакции с плавиковой кислотой образует нерастворимые осадки, снижающие проницаемость продуктивного пласта. Для удаления соединений кальция из пласта сначала проводят солянокислотные обработки, а затем - глинокислотные обработки.The phased injection of acidic compositions into the formation is associated with the presence in the cement composition of rocks minerals containing calcium, which, when reacted with hydrofluoric acid, forms insoluble sediments that reduce the permeability of the reservoir. To remove calcium compounds from the reservoir, hydrochloric acid treatments are first carried out, and then clay-acid treatments.
В скважинах, вышедших из бурения или капитального ремонта, перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне сильно закольматированы фильтратами бурения и технологических жидкостей, применяемых при ремонте. Для декольматации интервала перфорации необходима установка кислотных ванн, лучше всего для этого подходят солянокислотные ванны. В процессе установки солянокислотной ванны в интервале перфорационных отверстий разрушается корка фильтратов бурения и технологических растворов, разрушаются кольматирующиеся частицы, которые впоследствии при промывке скважины удаляются на дневную поверхность.In wells that have gone from drilling or overhaul, perforations in the production casing are heavily sealed with drilling filtrates and process fluids used in the repair. To decolmatize the perforation interval, the installation of acid baths is necessary, hydrochloric acid baths are best suited for this. In the process of installing a hydrochloric acid bath in the interval of perforations, the crust of drilling filtrates and technological solutions breaks down, clogging particles are destroyed, which are subsequently removed to the surface during washing of the well.
На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих аномально низкое пластовое давление и достаточно большую степень обводненности газоносного коллектора (продуктивного пласта), необходимо перед проведением кислотных обработок провести работы по осушению продуктивного пласта. Для этой цели наиболее подходящим реагентом является метанол либо метанольная вода в соотношении 40:60. Предварительное закачивание метанола приводит к снижению межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождению значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах продуктивного пласта, к осушению призабойной зоны, а значит, к улучшению проницаемости пласта и повышению эффективности дальнейших кислотных обработок.In the fields of Western Siberia, which are at the final stage of development, having an abnormally low reservoir pressure and a sufficiently large degree of water cut of the gas-bearing reservoir (reservoir), it is necessary to carry out drainage of the reservoir before acid treatments. For this purpose, the most suitable reagent is methanol or methanol water in a ratio of 40:60. Preliminary injection of methanol leads to a decrease in the interfacial tension of the wellbore fluid, the release of a significant part of the “bound” water located in the shallow pores of the reservoir, to drain the bottom-hole zone, and therefore, to improve the permeability of the reservoir and increase the efficiency of further acid treatments.
В связи с тем что породы-коллекторы газоконденсатных месторождений имеют смешанную смачиваемость (гидрофильные и гидрофобные), породы-коллекторы нефтяных месторождений более гидрофобны, то скорость реакции кислотных растворов с горными породами газоконденсатных залежей достаточно высокая, и это снижает глубину проникновения кислоты в продуктивный пласт. Данный эффект проявляет себя при установке кислотных ванн для очистки перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, где не требуется глубокое проникновение кислоты в продуктивный пласт и отличает их от кислотных обработок. В этом случае необходимо применять либо реагенты, замедляющие реакцию кислоты с продуктивным пластом, либо проводить повторную глинокислотную обработку продуктивного пласта, которая является более эффективной по разрушению кольматирующих соединений, в том числе глинистых минералов, полевого шпата, кварца. При этом для повышения эффективности глинокислотной обработки и увеличения глубины обработки призабойной зоны следует предварительно удалить из призабойной зоны продукты реакции соляной кислоты.Due to the fact that the reservoir rocks of gas condensate fields have mixed wettability (hydrophilic and hydrophobic), the reservoir rocks of oil fields are more hydrophobic, the reaction rate of acid solutions with rocks of gas condensate deposits is quite high, and this reduces the depth of penetration of acid into the reservoir. This effect manifests itself when acid baths are installed to clean the perforation holes of the production string, where deep penetration of acid into the reservoir is not required and distinguishes them from acid treatments. In this case, it is necessary to use either reagents that slow down the reaction of the acid with the reservoir, or re-clay the acid treatment of the reservoir, which is more effective at destroying clogging compounds, including clay minerals, feldspar, quartz. Moreover, in order to increase the efficiency of clay-acid treatment and increase the depth of treatment of the bottom-hole zone, the reaction products of hydrochloric acid should be removed from the bottom-hole zone.
В процессе кислотной обработки призабойной зоны соляной кислотой разрушается цемент горной породы и расширяются фильтрационные каналы, служащие для притока газа и газового конденсата к забою скважины, продукты реакции удаляются из призабойной зоны при промывке скважины на дневную поверхность.During the acid treatment of the bottom-hole zone with hydrochloric acid, rock cement is destroyed and the filtration channels expanding, which serve for the inflow of gas and gas condensate to the bottom of the well, the reaction products are removed from the bottom-hole zone when the well is flushed to the surface.
Для увеличения эффективности солянокислотной обработки кислоту оставляют для реагирования в продуктивном пласте на 10-12 ч (в зависимости от свойств горных пород продуктивного пласта, его состава, температуры и пр.).To increase the efficiency of hydrochloric acid treatment, the acid is left to react in the reservoir for 10-12 hours (depending on the properties of the rocks of the reservoir, its composition, temperature, etc.).
При проведении глинокислотной обработки скорость реакции глинокислоты с горными породами продуктивного пласта еще более высокая, время реагирования ее в продуктивном пласте составляет 2-4 ч (в зависимости от литолого-минералогического состава, свойств пластовых флюидов, пластовых давления и температуры).When carrying out clay acid treatment, the reaction rate of clay acid with rocks of the reservoir is even higher, its reaction time in the reservoir is 2-4 hours (depending on the lithological and mineralogical composition, properties of the formation fluids, reservoir pressure and temperature).
Соляная кислота и глинокислота практически не оказывают сильного коррозионного действия на лифтовую колонну или гибкую трубу, применяемые при кислотных обработках призабойной зоны, и на эксплуатационную колонну, так как в кислоты в заводских условиях заранее введен ингибитор коррозии.Hydrochloric acid and clay acid practically do not have a strong corrosive effect on the lift string or flexible pipe used in acid treatments of the bottomhole zone and on the production string, since a corrosion inhibitor has been introduced into the acid in the factory.
Известны способы обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в призабойную зону пласта [Патенты РФ №2242604, №2247833, №2278967].Known methods for treating the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including pumping various acid compositions into the bottom-hole zone of the formation [RF Patents No. 2242604, No. 2247833, No. 2278967].
Недостатком всех этих способов является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта.The disadvantage of all these methods is the low efficiency of processing the bottom-hole formation zone, especially when the formation bottom-hole zone is highly cramped.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [Патент РФ №2269648].A known method of processing the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including the sequential injection of two acid compositions in the bottom-hole zone of the formation [RF Patent No. 2269648].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.The disadvantage of this method is the low efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, especially when the well-sealed bottom-hole zone of the formation and at abnormally low formation pressure.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [Патент РФ №2198290].A known method of processing the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including the sequential injection of two acid compositions in the bottom-hole zone of the formation [RF Patent No. 2198290].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.The disadvantage of this method is the low efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, especially when the strongly bottom-hole bottom-hole zone of the formation and at an abnormally low formation pressure.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) низкопроницаемого терригенного пласта.The challenge facing the creation of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone (BHP) of a low permeable terrigenous formation.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газогидродинамической связи скважины с низкопроницаемым и сильно закольматированным терригенным продуктивным пластом в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД).The technical result achieved as a result of the invention is to restore the gas-hydrodynamic connection of the well with a low-permeable and highly cramped terrigenous productive formation under conditions of abnormally low reservoir pressure (ANP).
Поставленная задача и технический результат по первому варианту достигаются тем, что при обработке призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта заглушенную скважину промывают, последовательно закачивают в нее метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала для установки кислотной ванны, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации в течение 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем в скважину повторно закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящихся в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины в нее закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после этого скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.The task and technical result according to the first embodiment are achieved by the fact that when processing the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, the plugged well is washed, methanol is sequentially pumped into it in a volume of 1-2 m 3 per 1 m of the treated interval and an 18-20% solution of hydrochloric acid in a volume of 2-3 m 3 per 1 m of the treated interval for installing an acid bath, leave the acid solution for the period of its reaction with the clogging particles in the perforation interval for 2-4 hours, cause gas to flow from the reservoir and After the reaction to the flare is removed with gas, then an 18-20% solution of hydrochloric acid in the volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval is re-pumped into the well and the buffer, which is used as gas condensate, is pushed the acid composition into the bottomhole formation zone with an inert gas through a buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5 m in radius, leave the acidic solution for the period of its reaction with colmatating particles located in the bottomhole zone for 10-12 hours, causing gas to flow from formation and removed with sweat lump of gas, reaction products, after well completion, a clay acid solution is injected into it, consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12% hydrochloric acid in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval, the acid composition into the bottomhole formation zone with an inert gas through a buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5 m in radius, leave the acid solution for the period of its reaction with the clogging particles for 2-4 hours, cause gas to flow from the formation and remove it together with a stream of gas reaction products, after which the well dissolved flare line through reaction with the removal of waste to output it to the design mode and is introduced into the well operation.
По второму варианту поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в незаглушенную скважину через находящиеся в скважине насосно-компрессорные трубы последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.According to the second option, the task and technical result are achieved by the fact that methanol is sequentially pumped in the volume of 1-2 m 3 per 1 m of the treated interval, an 18-20% solution of hydrochloric acid in volume into the unbroken well through tubing located in the well 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval and the buffer, which is used as gas condensate, push the acid composition into the bottomhole formation zone with inert gas through the buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5 m in radius, osta they add an acid solution for the period of its reaction with colmatating particles located in the bottomhole zone for 10-12 hours, cause gas to flow from the reservoir and remove the reaction products together with the gas stream, after completion of the well injection of a clay acid solution consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12% hydrochloric acids in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval, push the acid composition into the bottomhole formation zone with an inert gas through a buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5 m along the radius, leave the acid solution on the period of its reaction with the clogging particles for 2-4 hours, causes gas to flow from the reservoir and the reaction products are removed together with the gas stream, after receiving a steady flow, the well is processed through a flare line with the removal of reaction waste before it is put into design mode and the well is put into operation .
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
По первому варианту в заглушенную скважину, выходящую из бурения или капитального ремонта, спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) или гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, промывают скважину, затем в скважину последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала для осушения призабойной зоны и 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала для установки кислотной ванны с целью декольматации интервала перфорации, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации в течение 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем в скважину повторно закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной призабойной зоны пласта, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне пласта на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают в нее раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5-2,0 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим, извлекают из скважины ГТ (при ее наличии), после чего скважину вводят в эксплуатацию.According to the first option, pumping pipes (tubing) or flexible pipe (GT) of a coiled tubing installation are lowered into a plugged well leaving drilling or overhaul, the well is washed, then methanol is sequentially pumped into the well in the amount of 1-2 m 3 per 1 m treated interval for draining bottom zone and 18-20% strength hydrochloric acid solution in a volume of 3.2 m 3 per 1 m of the treated interval for setting the acid bath for the purpose decolmatation perforation interval, the acidic solution is left on during its reaction with Kolm particles in the perforation interval for 2-4 hours, cause gas to flow from the reservoir and, together with the gas, remove the reaction waste to the flare, then an 18-20% hydrochloric acid solution is re-injected into the well in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval and the buffer, which is used as gas condensate, push the acid composition into the bottomhole formation zone with an inert gas through the buffer to the depth of the sealed bottomhole formation zone, but not more than 1.5 m in radius, leave the acid solution for a period his reactions with colma particles that are located in the bottom-hole zone of the formation for 10-12 hours cause gas to flow from the formation and the reaction products are removed together with the gas stream; after completion of the well, a clay acid solution consisting of 3-5% hydrofluoric and 10-12 % hydrochloric acid in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval, push the acid composition into the bottomhole formation zone with inert gas through a buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5-2.0 m radius, leave the acid solution for the period of its reaction with colmatizing For 2-4 hours, they cause gas inflow from the reservoir and the reaction products are removed together with the gas flow, after receiving a steady inflow, the well is worked through a flare line with the removal of reaction waste before it enters the design mode, it is removed from the well (if any) after which the well is put into operation.
По второму варианту в незаглушенную скважину, находящуюся в эксплуатации под давлением, через колонну НКТ, находящиеся в скважине или специально спущенную ГТ, последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и буфер, в качестве которого используют газовый конденсат, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами, находящихся в призабойной зоне на 10-12 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после отработки скважины закачивают раствор глинокислоты, состоящий из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают кислотный состав в призабойную зону пласта инертным газом через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5-2,0 м по радиусу, оставляют кислотный раствор на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из пласта и удаляют вместе с потоком газа продукты реакции, после получения устойчивого притока скважину отрабатывают через факельную линию с удалением отходов реакции до вывода ее на проектный режим, извлекают из скважины ГТ (при ее наличии), после чего вводят скважину в эксплуатацию.According to the second option, methanol in the volume of 1-2 m 3 per 1 m of the treated interval, an 18-20% solution of hydrochloric acid, is sequentially pumped into an unbroken well under pressure, through a tubing string located in the well or specially deflated GT; in the volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval and the buffer, which is used as gas condensate, push the acid composition into the bottomhole formation zone with inert gas through the buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5 m radius, leave acid during the period of its reaction with colmatating particles located in the bottomhole zone for 10-12 hours, they cause gas to flow from the reservoir and remove the reaction products together with the gas stream, after completion of the well injection of a clay acid solution consisting of 3-5% hydrofluoric acid and 10-12% hydrochloric acid in a volume of 1.5-2.0 m 3 per 1 m of the treated interval, push the acid composition into the bottomhole formation zone with inert gas through a buffer to the depth of the colmated zone, but not more than 1.5-2 , 0 m in radius, leave the acid solution for a period of Reactions with clogging particles for 2-4 hours, cause gas to flow from the reservoir and remove reaction products together with the gas stream, after receiving a steady flow, the well is worked through a flare line to remove the reaction waste before it reaches its design mode, and the GT is removed from the well (at its presence), after which the well is put into operation.
В условиях АНПД операции по обработке призабойной зоны и вызову притока целесообразно осуществлять с помощью гибкой трубы, спускаемой во внутреннюю полость НКТ, что облегчает вызов притока и снижает продолжительность операции.Under the conditions of the ANPD, operations to treat the bottom-hole zone and call the inflow are expediently carried out using a flexible pipe that is lowered into the internal cavity of the tubing, which facilitates the inflow call and reduces the duration of the operation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151580/03A RU2451175C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151580/03A RU2451175C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451175C1 true RU2451175C1 (en) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230791
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010151580/03A RU2451175C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451175C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531983C1 (en) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Processing of hole-bottom area of cavernous fracture terrigenous bed with near gas-water contact |
| RU2555173C1 (en) * | 2014-06-06 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of filter cake removal of bottom hole area of low-permeable low-temperature terrigenous reservoir |
| RU2724727C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of bottomhole formation zone treatment in production well |
| RU2732544C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Method of intensifying impact on terrigenous reservoir |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2077669C1 (en) * | 1993-07-20 | 1997-04-20 | Николай Александрович Петров | Method for treating a seam with an acid |
| RU2110678C1 (en) * | 1996-03-05 | 1998-05-10 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2242604C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating low-permeable terrigenous oil reservoirs and a method for treating bottom zone of formation using indicated composition |
| RU2247833C1 (en) * | 2003-09-08 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | Method for acidic treatment of productive bed |
| RU2269648C1 (en) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Bottomhole formation area acidizing method |
| RU2278967C1 (en) * | 2005-07-25 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment |
-
2010
- 2010-12-15 RU RU2010151580/03A patent/RU2451175C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5291950A (en) * | 1992-08-27 | 1994-03-08 | Petrosakh U.S.A. | Method of well treatment |
| RU2077669C1 (en) * | 1993-07-20 | 1997-04-20 | Николай Александрович Петров | Method for treating a seam with an acid |
| RU2110678C1 (en) * | 1996-03-05 | 1998-05-10 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2242604C1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid composition for treating low-permeable terrigenous oil reservoirs and a method for treating bottom zone of formation using indicated composition |
| RU2247833C1 (en) * | 2003-09-08 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | Method for acidic treatment of productive bed |
| RU2269648C1 (en) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Bottomhole formation area acidizing method |
| RU2278967C1 (en) * | 2005-07-25 | 2006-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.13-15, 41-97, 112-124, 193-203. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531983C1 (en) * | 2013-07-10 | 2014-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Processing of hole-bottom area of cavernous fracture terrigenous bed with near gas-water contact |
| RU2555173C1 (en) * | 2014-06-06 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of filter cake removal of bottom hole area of low-permeable low-temperature terrigenous reservoir |
| RU2732544C1 (en) * | 2019-05-07 | 2020-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром недра" | Method of intensifying impact on terrigenous reservoir |
| RU2724727C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of bottomhole formation zone treatment in production well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2302522C1 (en) | Method for mudded reservoir treatment | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
| RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2726089C1 (en) | Method of processing gas wells of underground gas storages | |
| RU2301884C1 (en) | Method to isolate highly-permeable well bottom zone areas | |
| RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2451176C1 (en) | Method of formation bottomhole zone acid treatment | |
| RU2195545C1 (en) | Method of isolating flushed zones in producing and injection wells |