RU2490442C1 - Method for well completion - Google Patents
Method for well completion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490442C1 RU2490442C1 RU2012142161/03A RU2012142161A RU2490442C1 RU 2490442 C1 RU2490442 C1 RU 2490442C1 RU 2012142161/03 A RU2012142161/03 A RU 2012142161/03A RU 2012142161 A RU2012142161 A RU 2012142161A RU 2490442 C1 RU2490442 C1 RU 2490442C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid solution
- well
- oil
- nozzle
- wellbore
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for intensifying oil production from productive carbonate formations uncovered by wells with open horizontal shafts.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя, закачку в НКТ расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны НКТ и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны") [В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - с.62-64].There is a method of acidic treatment of the bottom-hole zone (BHP) of formations in open-hole wells, including lowering the tubing string to the bottom, injecting the estimated amount of acid solution into the tubing, injecting the squeezing fluid in the volume of the tubing string cavity and holding the acid to react (technology "acid baths") [V.G. Umetbaev. Geological and technical measures during the operation of wells. - M .: Nedra, 1989. - p.62-64].
Недостатком способа является то, что кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной по глубине.The disadvantage of this method is that only the wall layer of the formation is subjected to acid treatment, and the oil-saturated matrix of the formation practically remains untreated in depth.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ №2205950, опубл. 10.06.2003 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of processing a productive carbonate formation, including the descent of the tubing string into the well, installing the shoe of the string in the processing interval, pumping the acid solution through the pipes and exposing it to the formation rock. In the well before the launch of the tubing, the processing intervals in oil-saturated rocks of the formation are preliminarily distinguished and the shoe of the pipe string is equipped with a device with hydraulic nozzles radially located at angles of 90 or 120 ° along the generatrix, and the acid is injected into the formation in portions in the mode of hydromonitor exposure, alternating portions of acid with in portions of a sand-water solution of a surfactant, which perform a hydro-sandblasting effect on the formation, and the alternation of acid hydro-monitor and hydro blasting effects are carried out alternately in the middle of each processing interval (RF Patent No. 2205950, publ. 06/10/2003 - prototype).
Недостатки известного способа:The disadvantages of this method:
1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались не обработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.1. The injection of acid is carried out in the most permeable areas where washing and reaction with the rock takes place. After moving the nozzle to the next “point” by lifting the tubing, the next effect is produced. Accordingly, the horizontal trunk interval of 50-70 m is not subjected to high-quality processing, since in the intermediate intervals the exposure is acid with reduced reactivity. Thus, the areas on which the hydro-monitoring effect was not carried out remained practically untreated. In addition, these areas in the upper part are blocked by the surfaced oil, which leads to preferential treatment of the lower part of the horizontal trunk.
2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти.2. When moving to the next “point” of processing, it is necessary to raise a certain amount of tubing. Most often, due to the difference in the specific gravities of the fluid in the tubing and the annulus, the well pours out, which in turn requires flushing the well to balance the pressure. Accordingly, the formation is exposed to repeated exposure to the process fluid before each tubing lift, which can lead to a decrease in oil phase permeability.
Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.All this reduces the efficiency of acid treatment of the well and leads to reduced production.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of acid treatment of the well by uniformly processing all intervals of the horizontal wellbore in dynamic mode with washing off the oil film from the walls of the open wellbore and increasing the acid exposure zone.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, согласно изобретению, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, насадку размещают на забое ствола скважины, прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня, проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают НКТ и осваивают скважину.The problem is solved in that in the method of well completion, which includes injecting an acid solution into the horizontal open hole of the well in the hydromonitor mode, according to the invention, the hydromonitor effect is carried out by means of a hydromonitor nozzle located at the end of a flexible sleeveless pipe, the nozzle is placed on the bottom of the wellbore, the solution is pumped acid circulation with the wellhead, simultaneously with the circulation of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well at a speed not greater than at the speed of filling the wellbore with an acid solution, after filling the horizontal wellbore with an acid solution, the acid solution is pushed into the formation with a stepwise increase in pressure and holding at each stage, the flexible sleeveless pipe is again lowered with the nozzle for the bottom of the well and the operations for filling the wellbore with acid solution and forcing are repeated , hold technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock, raise a flexible sleeveless pipe in the inert gas pumping interval, pump inert the first gas is removed curve recovery level is performed cyclically jamming wells in the "water injection - Exposure - bleeding of oil" to the full bleed oil, drained well tubing and master.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь 3-4 участка (точки) ствола, а высвободившаяся из порового пространства нефть всплывает и блокирует верхнюю часть горизонтального ствола, что препятствует реакции кислоты с карбонатными породами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.In connection with the active development of the drilling of horizontal wells of various designs and their lengths to increase their efficiency, today there is a need to improve the technology of acid treatment of horizontal wells. One of the reasons for the low efficiency of the production of treatments in horizontal bores using traditional technology is that only 3-4 sections (points) of the barrel are exposed to the active acid, and the oil released from the pore space floats up and blocks the upper part of the horizontal barrel, which prevents the acid from reacting with carbonate rocks. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of acid treatment of the well by uniformly processing all intervals of the horizontal wellbore in dynamic mode with washing off the oil film from the walls of the open wellbore and increasing the area of acid exposure.
Для повышения эффективности обработок горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин предложено обработку проводить по технологии постоянного удаления (смывания) пленки нефти. Заявленный способ проводят в следующей последовательности.To increase the efficiency of treatments of horizontal and multilateral horizontal wells, it is proposed that the treatment be carried out using the technology of continuous removal (flushing) of an oil film. The claimed method is carried out in the following sequence.
В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу типа колтюбинг с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 3-4 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа ориентировочно на глубину 600-800 м, прокачивают инертный газ, например, азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. В этот момент скважина оказывается частично заполнена нефтью в верхней части. В такую скважину спускать НКТ не представляется возможным из соображений безопасности работ. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти». В скважину задавливают объем воды глушения при давлении не более 6 МПа и выжидают, пока нефть всплывет к устью скважины через воду ориентировочно 10-15 мин. Стравливают нефть в емкость около скважины до давления в скважине 0,5-1,0 МПа. Вновь задавливают в скважину объем воды глушения, проводят технологическую выдержку и вновь стравливают всплывшую нефть. Операции повторяют до полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.A flexible coiled tubing with a hydraulic nozzle at the end is lowered into a horizontal uncased wellbore. The nozzle is placed on the bottom of the wellbore. With an open annular valve at the wellhead, an acid solution is pumped by circulation with the wellhead and, at the same time as the acid solution is supplied, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well with a speed not exceeding the rate of filling the wellbore with an acid solution. After filling the horizontal wellbore with an acid solution, the annular valve is closed at the wellhead and the acidic solution is pushed into the formation with the flexible sleeveless pipe moving toward the bottom of the wellbore and with a step-wise increase in pressure and holding at each stage. The stepwise mode is predominantly used, in which the pressure is increased from stage to stage by 1.5-2.5 MPa with an exposure time of 10-20 minutes at each stage. The flexible sleeveless pipe with the nozzle for the bottom of the well is lowered again and the operations of filling the wellbore with an acid solution and forcing are repeated. Spend technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock mainly within 3-4 hours. They lift a flexible sleeveless pipe into the interval of pumping inert gas approximately to a depth of 600-800 m, pump inert gas, for example, nitrogen, reduce the pressure in the well and measure the rate of rise in the level of the liquid in the well, take off so level recovery curve. At this point, the well is partially filled with oil in the upper part. It is not possible to lower the tubing into such a well for safety reasons. Cyclical killing of the well is carried out in the mode "water injection - holding - bleeding oil". The volume of jamming water is crushed into the well at a pressure of not more than 6 MPa and wait until the oil floats to the wellhead through the water for approximately 10-15 minutes. Bleed oil in a tank near the well to a pressure in the well of 0.5-1.0 MPa. Once again, the volume of silencing water is crushed into the well, technological exposure is carried out, and the emerging oil is again bled. The operations are repeated until complete bleeding of the oil and filling the wellhead with water. The tubing is lowered and the well is mastered.
В результате удается достичь дебита скважины, превышающий дебит скважины, полученный по известной технологии.As a result, it is possible to achieve a well production rate that exceeds the well production rate obtained by known technology.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр ствола 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой в течение 3,5 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа на глубину 700 м и прокачивают азот до появления азота на устье скважины. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Скважина частично заполнена нефтью в верхней части. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды до 6 МПа - выдержка 10-15 мин - стравливание нефти до давления 0,5-1,0 МПа». Стравливают нефть в желобную емкость у скважины. Операции повторяют 6 раз. Добиваются полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.Work is being carried out on an oil well with a horizontal wellbore of 200 length at a depth of 1,432 m. The trunk diameter is 144 mm. The well is filled with a kill fluid. A flexible, sleeveless pipe 38 mm in diameter with a jet nozzle at the end is lowered into a horizontal open-cased wellbore. The nozzle is placed on the bottom of the wellbore. With an open annular valve at the wellhead, a 15% hydrochloric acid solution is circulated with the wellhead. Simultaneously with the supply of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well at a speed of 5 m / min at a rate of filling the wellbore with an acid solution of 6 m / min. After filling the horizontal wellbore with an acid solution, close the annular valve at the wellhead and pushing the acidic solution into the formation by pushing the flexible sleeveless pipe to the bottom of the wellbore and with stepwise pressure increase and holding at each stage in the following mode: 2 MPa - 15 min, 4 MPa - 15 min, 6 MPa - 15 min and 8 MPa - 15 min. The flexible sleeveless pipe with the nozzle for the bottom of the well is lowered again and the operations of filling the wellbore with an acid solution and forcing are repeated. Spend technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock for 3.5 hours. Raise a flexible sleeveless pipe in the interval of pumping inert gas to a depth of 700 m and pump nitrogen until nitrogen appears at the wellhead. Well pressure reduced. Measure the rate of rise of the liquid level in the well, take the recovery curve level. The well is partially filled with oil at the top. Cycle well killing is carried out in the mode of "water injection up to 6 MPa - holding for 10-15 minutes - bleeding oil to a pressure of 0.5-1.0 MPa". Bleed the oil in a trough at the well. The operations are repeated 6 times. Achieve complete bleeding of oil and filling the wellhead with water. The tubing is lowered and the well is mastered.
В результате дебит скважины составил 17 м3/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям составляли 12 м3/сут.As a result, the flow rate of the well was 17 m 3 / day, while under similar conditions, the flow rate of wells developed according to well-known technical solutions was 12 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.The application of the proposed method will allow for the processing of the entire horizontal wellbore in the regime of washing the released oil, which prevents the contact of rocks with acid. In the end result, this will increase the well productivity coefficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142161/03A RU2490442C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Method for well completion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012142161/03A RU2490442C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Method for well completion |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2490442C1 true RU2490442C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162864
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012142161/03A RU2490442C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Method for well completion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2490442C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541988C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2541986C1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2565293C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of production carbonate reservoir |
| RU2570159C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of payable carbonate bed |
| RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
| RU2579069C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation |
| RU2593281C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
| CN110529091A (en) * | 2019-08-21 | 2019-12-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well fixed-point acidizing method and application |
| RU2792124C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2261991C1 (en) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
-
2012
- 2012-10-04 RU RU2012142161/03A patent/RU2490442C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2261991C1 (en) * | 2004-10-12 | 2005-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| УМЕТБАЕВ В.Г. Геолого-технологические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с.62-64. ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.13-17. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541988C1 (en) * | 2014-03-03 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2541986C1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method |
| RU2565293C1 (en) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of production carbonate reservoir |
| RU2570159C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of payable carbonate bed |
| RU2579042C1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of carbonate formation |
| RU2579069C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation |
| RU2593281C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
| CN110529091A (en) * | 2019-08-21 | 2019-12-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well fixed-point acidizing method and application |
| RU2792124C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2581589C1 (en) | Method for development of multi-hole branched horizontal well | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2527434C1 (en) | Bottomhole zone treatment method for horizontal well | |
| RU2541986C1 (en) | Well completion method | |
| RU2579069C1 (en) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2630930C1 (en) | Method for developing well after hydraulic fracturing | |
| RU2626496C1 (en) | Plugs removing method from perforated shank holes while pumping horizontal well in bitumen deposit | |
| RU2506421C1 (en) | Development method of bottom-hole zone |