RU2456444C2 - Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта - Google Patents
Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456444C2 RU2456444C2 RU2010132119/03A RU2010132119A RU2456444C2 RU 2456444 C2 RU2456444 C2 RU 2456444C2 RU 2010132119/03 A RU2010132119/03 A RU 2010132119/03A RU 2010132119 A RU2010132119 A RU 2010132119A RU 2456444 C2 RU2456444 C2 RU 2456444C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- acid
- operations
- gel
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - охват нефтяного пласта кислотой по глубине и высоте за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижение сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл., 2 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны нефтяного пласта с карбонатным коллектором добывающих и/или нагнетательных скважин.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта путем закачки в призабойную зону соляной или плавиковой кислот для растворения содержащихся в породе карбонатов или силикатов и увеличения проницаемости упомянутой зоны [1].
Основным недостатком известного способа является невозможность селективной обработки пород призабойной зоны. В результате такой обработки происходит дальнейшее расширение лишь высокопроницаемых зон пласта за счет интенсивного растворения карбонатов и силикатов, в то время как низкопроницаемые зоны пласта с высоким гидравлическим сопротивлением остаются мало охваченными или совсем неохваченными обработкой.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий изоляцию высокопроницаемых зон пласта пенным раствором и последующую обработку низкопроницаемых зон пласта кислотным раствором [2].
В известном способе пену в высокопроницаемых зонах пласта образуют в результате закачки в них пенообразующего раствора и газа. Известный способ требует проведения дополнительной операции, связанной с получением газа и его прокачкой под давлением в скважину для получения устойчивой пены в порах пласта.
Недостатком известного способа является также и то, что обработка низкопроницаемых зон пласта с высоким гидравлическим сопротивлением после изоляции высокопроницаемых зон требует создания в скважине высокого давления при закачке кислоты в низкопроницаемую зону, по меньшей мере, на первом этапе. Это давление действует разрушительно на только что изолированную высокопроницаемую зону.
Применение для изоляции прочных твердеющих материалов типа цементных растворов ведет лишь к перерасходу этих дорогостоящих материалов и зачастую оказывает необратимо неблагоприятное влияние и на низкопроницаемые зоны, смежные с высокопроницаемыми, закупоривая их, что крайне нежелательно. В итоге, оказывается, что надежных технологий по этому вопросу крайне мало.
Техническим результатом изобретения является увеличение охвата нефтяного пласта кислотой по глубине за счет замедления скорости реакции кислоты в зоне обработки и снижения сроков последующего освоения скважины при минимальном использовании средств - отклонителя с функцией замедлителя скорости реакции кислоты в условиях нефтяного пласта с карбонатной породой.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.
Кроме того, при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L;
а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nс.к=1,0+0,1L;
Nу.г=0,1L;
где
Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с изобретением используют вязкие свойства, присущие гелю, приготовленному с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива - углеводородной жидкости для перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в процесс воздействия каналов низкой проницаемости, а также свойства данного геля замедлять скорость реакции кислоты с карбонатной породой, за счет поступления в состав закачиваемых флюидов большого количества высокоэффективного поверхностно-активного вещества (ПАВ) - кальциевых солей алкилфосфорных кислот, растворимых как в углеводородах, так и кислоте. Это объясняется тем, что в заданном месте (именно в нефтяном обрабатываемом пласте) и в заданное время (именно при поступлении соляной кислоты в нефтяной пласт) происходит реакция в системе:
соляная кислота + карбонатная порода нефтяного пласта + гель (в виде гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива) в виде:
кислота + карбонатная порода + гель → продукты разрушенного геля + ионы кальция → образование кальциевых солей алкилфосфорных кислот:
Действие продуктов реакции (кальциевых солей алкилфосфорных кислот) в качестве ПАВ, растворимых в углеводородах и кислоте, приводит к замедлению скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Это позволяет продавить активную кислоту на большие расстояния от ствола скважины, увеличить глубину обрабатываемой зоны и замедлить вторичное осадкообразование и гелеобразование продуктов реакции. Обычно же соляная кислота расходуется на взаимодействие с породой в течение очень короткого времени (нескольких минут) с начала контакта.
Кроме того, продукты реакции снижают и межфазное натяжение, что способствует при последующем освоении скважины выносу из нефтяного пласта и скважины как продуктов реакции, так и самого отклонителя - углеводородного геля практически без следов воздействия на нефтяной пласт.
Все это обеспечивают при минимальных затратах средств на обработку призабойной зоны нефтяного пласта - использовании отклонителя, способного проявлять свойства временной изоляции высокопроницаемой зоны, замедлителя скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой (повышения эффективности ее действия за счет увеличения глубины охвата нефтяного пласта), эвакуатора продуктов реакции соляной кислоты и ее остатков за счет структурных свойств отклонителя как неньютоновской жидкости (обычно продукты реакции и остатки кислоты продавливают в пласт, что имеет негативные последствия) и очистителя пор, трещин и ствола скважины собственной структурой неньютоновской жидкости.
Упомянутые гелеобразователь и активатор являются составными частями комплекса гелирующего «Химеко-Н». Он широко известен и применяется при гидроразрыве пласта (ТУ 2481-053-17197708-00).
Гелеобразователь комплекса «Химеко-Н» - органические ортофосфорные эфиры, жидкость от светло-желтого до коричневого цвета;
Активатор комплекса «Химеко-Н» - соединение трехвалентного железа, жидкость красно-коричневого цвета.
Типовой компонентный состав углеводородного геля из упомянутых составных частей, об.%:
| Гелеобразователь «Химеко-Н» | 0,6-1,4 |
| Активатор «Химеко-Н» | 0,6-1,4 |
| Дизельное топливо | Остальное |
При последовательной закачке углеводородного геля и соляной кислоты заданной концентрации в карбонатный коллектор происходит:
1. Отклонение кислоты от высокопроницаемых участков.
2. Вышеупомянутая реакция в системе: соляная кислота - карбонатная порода - углеводородный гель.
В рамках данного изобретения в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина были проведены исследования взаимодействия углеводородного геля на дизельном топливе с нефте- и водонасыщенной карбонатной породой в насыпном виде, с последующим воздействием кислотным составом.
При исследованиях были использованы:
нефть (ρ20°C нефти = 850 кг/м3);
модель пластовой воды хлоркальциевого типа (ρ20°C воды = 1012 кг/м3);
углеводородный гель, приготовленный на дизельном топливе (ρ20°C ДТ=820 кг/м3), содержащий 1,0 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 1,0 об.% активатора «Химеко-Н»;
12%-ная соляная кислота с добавкой 4 об.% многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка НК-ФД). Многофункциональный ПАВ добавляли, в частности, для снижения влияния водопроницаемости избыточно обводненной карбонатной породы в насыпном виде в лабораторных условиях (приближенных, но отличных от реальных условий нефтяного пласта).
Полученные результаты в таблице 1-4 и на диаграмме
| Таблица 1 | ||||
| Исходные показатели образцов: | ||||
| № | Насыщение | Обработка гелем | Исходные показатели образцов | |
| S, см2 | М, г | |||
| 1 | Нефть | Да | 24,718 | 21,4536 |
| 1А | Нефть | Нет | 23,809 | 19,5280 |
| 2 | Вода | Да | 23,756 | 20,0708 |
| 2А | Вода | Нет | 23,587 | 19,4894 |
| Таблица 2 | ||||
| Изменение массы образцов 1 и 2 после насыщения в течение 19 часов: | ||||
| № | МИСХ, г | M19H, г | ΔМ, г | ΔМ, % |
| 1 | 21,4536 | 21,5536 | 0,1000 | 0,466% |
| 1А | 19,5280 | 19,6058 | 0,0778 | 0,398% |
| 2 | 20,0708 | 20,1792 | 0,1084 | 0,540% |
| 2А | 19,4894 | 19,5736 | 0,0842 | 0,432% |
| Таблица 3 | |||||||
| Изменение массы образцов 1 и 2 после обработки гелем в течение 3 часов: | |||||||
| № | МИСХ, г | M19H, г | МЗГ, г | ΔМИСХ ЗГ, г | ΔМИСХ ЗГ, % | ΔМ19Н ЗГ, г | ΔМ19Н ЗГ, % |
| 1 | 21,4536 | 21,5536 | 22,0344 | 0,5808 | 2,707% | 0,4808 | 2,231% |
| 2 | 20,0708 | 20,1792 | 20,4725 | 0,4017 | 2,001% | 0,2933 | 1,453% |
| Таблица 4 | ||||||
| Изменение массы образцов 1 и 2 после 30-минутной обработки кислотой: | ||||||
| № | Насыщение | Обработка гелем | МИСХ, г | М30К, г | ΔМ, г | ΔМ, % |
| 1 | Нефть | Да | 21,4536 | 17,3129 | -4,1407 | -19,301% |
| 2 | Вода | Да | 20,0708 | 16,6052 | -3,4656 | -17,267% |
| 1А | Нефть | Нет | 19,5280 | 15,3330 | -4,1950 | -21,482% |
| 2А | Вода | Нет | 19,4894 | 15,8599 | -3,6295 | -18,623% |
Также полученный углеводородный гель на основе дизельного топлива был исследован на фильтрационной установке высокого давления и температуры. Было выявлено наличие его высоких тампонирующих - «пакерующих» свойств, что особенно важно для каналов высокой проницаемости.
Целью экспериментов являлась оценка влияния солянокислотной обработки на тампонирующие свойства геля.
В таблице 5 приведены параметры модели, используемые агенты и конечный результат.
Методика проведения исследований включала последовательно следующие этапы:
- фильтрацию через модель пластовой воды при температуре 60°C. Определение начальной проницаемости;
- закачку углеводородного геля при при температуре 60°C и разных скоростях фильтрации;
- закачку 0,3 Vпор ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД.
| Таблица 5 | |
| Длина модели, см | 36,7 |
| Диаметр модели, см | 2,45 |
| Начальная проницаемость по воде, мкм2 | 0,512 |
| Температура эксперимента,°C | 60 |
| Гелеобразователь «Химеко-Н», об.% | 1,0 |
| Активатор «Химеко-Н», об.% | 1,0 |
| Кислота соляная ингибированная, %, +4 об.% ПАВ - Нефтенола К | 12 |
| Вязкость углеводородного геля при 60°C, мПа·с при 100 об/мин | 95,6 |
| Закачка углеводородного геля, Vпор | 1 |
| Закачка ингибированной соляной кислоты с добавкой 4 об.% Нефтенола К марки НК-ФД, Vпор | 0,3 |
| Конечное значение фактора остаточного сопротивления, Rост | 23,5 |
Исследования показали, что при закачке углеводородного геля происходит снижение проницаемости образца пористой среды за счет высокой вязкости геля, сохранения его тампонирующих - «пакерующих» свойств при воздействии на него высоким давлением.
Таким образом, экспериментально подтверждена возможность блокирования углеводородным гелем высокопроницаемых зон и тем самым перераспределение объемов кислотного воздействия в менее проницаемые участки пласта.
Способ осуществляют следующим образом.
Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости выше 100 м3/сут вначале осуществляют закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием углеводородного геля. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося геля продолжают в течение 10 мин. Затем гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости сдвига при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При обработке нескольких низкопроницаемых зон пласта закачку соляной кислоты начинают с нижней зоны через спущенные до нее насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем трубы поднимают до следующей низкопроницаемой зоны для закачки соляной кислоты. Необходимый результат может быть получен с первой попытки - на первой операции обработки, например, при обработке зоны небольшой протяженности и умеренной приемистости. В более сложных случаях - при необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.
При приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L,
где
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива;
Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
L - протяженность зоны перфорации.
Для осуществления кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта при приемистости ниже 100 м3/сут вначале осуществляют закачку соляной кислоты, а затем отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива. Для этого в углеводородную среду (дизельное топливо) при перемешивании одновременно вводят 0,6-1,4 об.% гелеобразователя «Химеко-Н» и 0,6-1,4 об.% активатора «Химеко-Н». Перемешивание образующегося углеводородного геля продолжают в течение 10 мин. Затем углеводородный гель выдерживают без перемешивания в течение 1 ч. Определяют реологические характеристики полученного углеводородного геля при температурах 20 и 80°C на ротационном вискозиметре при различных скоростях сдвига, в частности вязкость при скорости при 100 об/мин. При величине вязкости более 80 мПа*с принимают полученный углеводородный гель к использованию. При неудовлетворительных характеристиках полученного геля добавляют дополнительную порцию гелеобразователя и активатора. Осуществляют закачку углеводородного геля под давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта. При необходимости закачку ведут в нестационарном режиме - с остановками и возобновлением закачки для обеспечения полноты заполнения высокопроницаемой зоны. Осуществляют выдержку скважины в течение 1-4 ч. Затем осуществляют обработку низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией не ниже 12%. При необходимости повторных операций обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией с уменьшением ее объемов.
При приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности зоны перфорации выше 10 м число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L,
где
Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Конкретные примеры осуществления способа.
Первоначально проводят расчет необходимых объемов соляной кислоты и углеводородного геля.
По опытным данным объем соляной кислоты принимают в расчете 1-5 м3 на 1 м толщины пласта. Объем углеводородного геля - 1-4 м3.
Пример 1: при небольшой протяженности низкопроницаемой зоны (3 м) принимают 6 м3 18% соляной кислоты. При протяженности высокопроницаемой зоны 4 м принимают 5 м3 углеводородного геля. В этом случае через НКТ закачивают вначале углеводородный гель. Выдерживают его до набора структурной прочности в течение 2-х ч. Затем приводят в действие пакер и закачивают соляную кислоту. Выдерживают скважину под давлением в течение 2 ч на химические реакции. При этом, давление плавно повышают (каждые 30 мин на 0,5 атм), чем обеспечивают увеличение глубины продавки кислоты в пласт. Осуществляют освоение скважины с созданием депрессии и отбором из скважины продуктов реакции и углеводородного геля. Эффективность промежуточных операций контролируют по давлениям закачки и продавки применяемых агентов. Конечный результат оценивают по притоку нефти. При положительном результате - увеличении притока - операцию заканчивают. При недостаточно высоком результате операции повторяют. При этом принимают к использованию 15% соляную кислоту в объеме 5 м3 с пакером.
Пример 2: при 25 м интервале перфорации принимают объем соляной кислоты 2 м3 на 1 м толщины пласта.
При приемистости скважины в 150 м3/сут вначале закачивают углеводородный гель. Всего приготавливают и закачивают 30 м3 углеводородного геля с плотностью 810 кг/м3, эффективной вязкостью (при 100 об/мин) в пределах 200-300 мПа·с.
Затем закачивают 50 м3 соляной кислоты. Закачку осуществляют в несколько операций в следующей последовательности:
порция углеводородного геля - 15 м3;
порция соляной кислоты 18%-ной концентрации - 30 м3;
порция углеводородного геля - 15 м3;
порция соляной кислоты концентрации 12%-ной концентрации - 20 м3.
Продавку производят водонефтяной эмульсией на основе нефти плотностью 850 кг/м3 и пресной воды в объемном соотношении 1:1 с использованием эмульгатора Нефтенола НЗ - 4% об.
Источники информации
1. Щуров В.И. Технология и техника добычи. Москва, Недра, 1983, с.138-151.
2. Патент US 3612179, 1971.
Claims (2)
1. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива, и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12% до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при приемистости высокопроницаемой зоны пласта выше 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L,
а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nс.к=1,0+0,1L;
Nу.г=0,1L,
где Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Nу.г=1,0+0,1L;
Nс.к=1,0+0,1L,
а при приемистости высокопроницаемой зоны пласта ниже 100 м3/сут и протяженности интервала перфорации не менее 10 м, число операций по обработке призабойной зоны нефтяного пласта определяют исходя из протяженности зоны перфорации по соотношениям:
Nс.к=1,0+0,1L;
Nу.г=0,1L,
где Nс.к - число операций с применением соляной кислоты;
Nу.г - число операций с применением углеводородного геля на основе комплекса гелирующего «Химеко-Н» и дизельного топлива;
L - протяженность зоны перфорации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132119/03A RU2456444C2 (ru) | 2010-07-30 | 2010-07-30 | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132119/03A RU2456444C2 (ru) | 2010-07-30 | 2010-07-30 | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010132119A RU2010132119A (ru) | 2012-02-10 |
| RU2456444C2 true RU2456444C2 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=45853136
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010132119/03A RU2456444C2 (ru) | 2010-07-30 | 2010-07-30 | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2456444C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| CN104989364A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-21 | 西南石油大学 | 酸刻蚀物理模拟实验中岩板表面刻蚀形态的评价方法 |
| RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| SU1624134A1 (ru) * | 1989-02-27 | 1991-01-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки карбонатного продуктивного пласта |
| SU1309645A1 (ru) * | 1985-03-05 | 1995-03-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2084621C1 (ru) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2095560C1 (ru) * | 1997-02-18 | 1997-11-10 | Закрытое акционерное общество "Нефть Заволожья" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2208150C1 (ru) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2256787C1 (ru) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
-
2010
- 2010-07-30 RU RU2010132119/03A patent/RU2456444C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1309645A1 (ru) * | 1985-03-05 | 1995-03-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| SU1624134A1 (ru) * | 1989-02-27 | 1991-01-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ обработки карбонатного продуктивного пласта |
| RU2084621C1 (ru) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины |
| RU2095560C1 (ru) * | 1997-02-18 | 1997-11-10 | Закрытое акционерное общество "Нефть Заволожья" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2208150C1 (ru) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2256787C1 (ru) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЩУРОВ В.И. Технология и техника добычи. - М.: Недра, 1983, с.138-151. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2494246C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки околоскважинной зоны |
| RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| CN104989364A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-21 | 西南石油大学 | 酸刻蚀物理模拟实验中岩板表面刻蚀形态的评价方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010132119A (ru) | 2012-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| AU2014400825B2 (en) | Methods for increasing the surface area of fractures or to increase the depth of penetration fractures in low permeability oil and gas reservoirs containing shale to increase productivity | |
| US10954432B2 (en) | On the fly mixing of acids and diversion fluids with water-soluble retarding agents | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CN104066812B (zh) | 利用原位氮气生成的致密气增产 | |
| US8752627B2 (en) | System and method for low damage fracturing | |
| US7784541B2 (en) | System and method for low damage fracturing | |
| CN100354501C (zh) | 处理地下地层的方法 | |
| AU2013280404B2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| US10458220B2 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| WO2015161213A1 (en) | Chemically-induced pulsed fracturing method | |
| US20160160118A1 (en) | Fracturing fluid for prevention of shale fracture hydration during well stimulation by hydraulic fracturing | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN111810109A (zh) | 一种潮汐式铺砂压裂方法 | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| RU2442888C1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2270913C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| US20230184072A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| RU2598672C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190731 |