RU2610967C1 - Method of selective treatment of productive carbonate formation - Google Patents
Method of selective treatment of productive carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610967C1 RU2610967C1 RU2015157408A RU2015157408A RU2610967C1 RU 2610967 C1 RU2610967 C1 RU 2610967C1 RU 2015157408 A RU2015157408 A RU 2015157408A RU 2015157408 A RU2015157408 A RU 2015157408A RU 2610967 C1 RU2610967 C1 RU 2610967C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- acid
- composition
- oil
- injected
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 27
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 69
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 22
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000011345 viscous material Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- -1 demulsifier Substances 0.000 description 1
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000008154 viscoelastic solution Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.The proposal relates to the oil industry, in particular to the intensification of downhole oil production from wells operating carbonate formations.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2494245, МПК E21B 43/27, C09K 8/74, опубл. Бюл. изобретений №27, 27.09.2013 г.), заключающийся в том, что вначале закачивают водный раствор кислоты, далее в последовательно чередующемся режиме проводят закачку эмульсии и водного раствора кислоты. Эмульсию готовят по следующей рецептуре: кислота - 40,0% масс; анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество или их смесь - 1,0-10,0% масс; углеводородный растворитель - 5,0-40,0% масс; первичный или вторичный спирт или их смесь - 0,1-5,0% масс; ингибитор коррозии - 0,01-0,05% масс; вода - остальное. Кроме этого, эмульсия может дополнительно содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0% масс, или используют водный раствор кислоты 3,0-24,0%-ной концентрации.A known method of processing the bottom-hole zone of the formation (RF patent No. 2494245, IPC E21B 43/27, C09K 8/74, publ. Bull. Inventions No. 27, 09/27/2013), which consists in the fact that first inject an aqueous acid solution, then in a sequentially alternating mode, the emulsion and the aqueous acid are injected. The emulsion is prepared according to the following formulation: acid - 40.0% of the mass; anionic or nonionic or cationic surfactant or a mixture thereof - 1.0-10.0% of the mass; hydrocarbon solvent - 5.0-40.0% of the mass; primary or secondary alcohol or a mixture thereof - 0.1-5.0% of the mass; corrosion inhibitor - 0.01-0.05% of the mass; water is the rest. In addition, the emulsion may additionally contain a viscosity regulator in an amount of 0.01-6.0% by mass, or an aqueous acid solution of 3.0-24.0% concentration is used.
Недостатком данного способа является выбор объема эмульсии для заполнения норового пространства в цилиндрической области вокруг интервала обработки. Применение подобного метода расчета объема эмульсии в неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторах, является недостаточным для качественного временного заполнения высокопроницаемых зон продуктивного пласта и перераспределения последующего потока кислоты. Для эффективного отклонения последующего потока кислоты необходимо применять дифференцированный подбор расчетного объема вязкотекучего материала в зависимости от величины удельной приемистости.The disadvantage of this method is the choice of the volume of the emulsion to fill the burrow space in the cylindrical region around the processing interval. The use of such a method for calculating the volume of an emulsion in carbonate reservoirs that are heterogeneous in permeability is insufficient for the qualitative temporary filling of highly permeable zones of the reservoir and redistribution of the subsequent acid stream. For effective deviation of the subsequent acid flow, it is necessary to apply a differentiated selection of the estimated volume of viscous fluid material depending on the magnitude of the specific injectivity.
Известен способ селективной обработки призабойной зоны карбонатных коллекторов (Хисамутдинов А.И., Мусабиров М.Х., Абусалимов Э.М. Технологии стимуляции добывающих скважин: состояние, перспективы // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №7. - С.48), заключающийся в том, что проводится последовательная закачка селективного блокирующего материала и соляной кислоты. В ходе обработки блокирующий материал сохраняет высокую вязкость при контакте с водой и снижает вязкость при контакте с углеводородами.A known method of selective treatment of the bottom-hole zone of carbonate reservoirs (Khisamutdinov A.I., Musabirov M.Kh., Abusalimov E.M. Technologies for stimulation of producing wells: state, prospects // Oil industry. - 2013. - No. 7. - P. 48. ), which consists in the fact that a sequential injection of selective blocking material and hydrochloric acid is carried out. During processing, the blocking material retains high viscosity upon contact with water and reduces viscosity upon contact with hydrocarbons.
Недостатком данного способа является проведение последовательной закачки порций селективного блокирующего материала и соляной кислоты в один этап. Для эффективной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта необходимо проводить последовательную циклическую закачку порций блокирующего материала и кислотного состава в несколько этапов. В этом случае каждая последующая порция блокирующего материала будет перераспределять следующую за ней порцию кислотного состава в еще не затронутую обработкой зону продуктивного пласта, тем самым увеличивая охват пласта кислотной обработкой.The disadvantage of this method is the sequential injection of portions of selective blocking material and hydrochloric acid in one step. For effective treatment of the borehole zone of the reservoir it is necessary to conduct sequential cyclic injection of portions of the blocking material and the acid composition in several stages. In this case, each subsequent portion of the blocking material will redistribute the next portion of the acid composition into the zone of the productive formation not yet affected by the treatment, thereby increasing the coverage of the formation by acid treatment.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ кислотной обработки пласта (Ибрагимов Н.Г., Исмагилов Ф.З., Мусабиров М.Х., Абусалимов Э.М. Результаты опытно-промышленных работ в области обработки призабойной зоны и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №7. - С.40). Способ включает последовательную циклическую закачку в скважину порций вязкоупругого раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), самоотклоняющегося кислотного состава и (или) соляной кислоты.The closest technical solution to the proposed one is the method of acid treatment of the formation (Ibragimov N.G., Ismagilov F.Z., Musabirov M.Kh., Abusalimov E.M. Results of pilot works in the field of bottom hole treatment and well stimulation in OAO Tatneft // Oil industry. - 2014. - No. 7. - P.40). The method includes sequential cyclic injection into the well of portions of a viscoelastic solution of a surfactant, a self-deflecting acid composition and (or) hydrochloric acid.
Недостатком способа является контакт закачиваемого вязкоупругого раствора ПАВ с нефтью, содержащейся в стволе скважины и прискважинной зоне пласта, что ведет к ухудшению свойств вязкоупругого раствора ПАВ. При контакте с нефтью происходит снижение вязкости раствора, что негативно сказывается на потокоотклоняющих свойствах раствора. Для предотвращения контакта необходимо применять предварительную закачку буферной жидкости.The disadvantage of this method is the contact of the injected viscoelastic surfactant solution with the oil contained in the wellbore and the borehole formation zone, which leads to a deterioration in the properties of the viscoelastic surfactant solution. Upon contact with oil, a decrease in the viscosity of the solution occurs, which negatively affects the flow diverting properties of the solution. To prevent contact, it is necessary to apply a preliminary injection of buffer fluid.
В известном способе для обработки выбранного интервала применяется фиксированный объем вязкоупругого раствора ПАВ. Как правило, карбонатные пласты неоднородны по своему строению, присутствуют высокопроницаемые трещинные зоны и низкопроницаемые плотные зоны («матрица»). Закачка фиксированного объема вязкоупругого состава недостаточна для временного заполнения высокопроницаемых зон, или наоборот, влечет за собой кольматацию прискважинной зоны и полную потерю приемистости.In the known method for processing the selected interval, a fixed volume of a viscoelastic surfactant solution is used. As a rule, carbonate formations are heterogeneous in structure, with highly permeable fracture zones and low permeable dense zones (“matrix”). The injection of a fixed volume of viscoelastic composition is insufficient to temporarily fill highly permeable zones, or vice versa, entails the mudding of the borehole zone and a complete loss of injectivity.
Кроме этого, недостатком способа является использование водного раствора соляной кислоты в качестве жидкости, растворяющей горную породу. Кислотные составы, применяющиеся для стимуляции скважин, должны содержать в себе добавки, улучшающие фильтрацию и смачивание, снижать поверхностное натяжение, ингибировать процесс коррозии, предотвращать образование нефтекислотных эмульсий.In addition, the disadvantage of this method is the use of an aqueous solution of hydrochloric acid as a liquid, dissolving the rock. Acid compositions used to stimulate wells should contain additives that improve filtration and wetting, reduce surface tension, inhibit the corrosion process, and prevent the formation of oil-acid emulsions.
Следующим недостатком способа является отсутствие технологических пауз на структурирование закачанных порций вязкоупругого раствора ПАВ. Вязкоупругие жидкости имеют тиксотропные свойства, т.е. увеличивают свою вязкость в состоянии покоя. Это свойство может быть использовано для увеличения вязкости раствора ПАВ в пластовых условиях для более эффективного потокоотклонения следующих за ним порций кислотного состава.Another disadvantage of this method is the absence of technological pauses for structuring the pumped portions of a viscoelastic surfactant solution. Viscoelastic fluids have thixotropic properties, i.e. increase their viscosity at rest. This property can be used to increase the viscosity of a surfactant solution in reservoir conditions for more efficient flow rejection of subsequent portions of the acid composition.
Техническими задачами, решаемыми предлагаемым способом, являются временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч)) и более эффективное воздействие порций кислоты на породу, что приводит к увеличению дебита нефти.The technical problems solved by the proposed method are temporary blocking of reservoir intervals with a high coefficient of specific injectivity (more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h)) and a more effective effect of portions of acid on the rock, which leads to an increase in oil production.
Указанные задачи решаются способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного ПАВ, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью.These problems are solved by the method of intensifying downhole oil production, including determining the coefficient of specific injectivity of the processing interval, cyclic sequential injection of portions of a viscous flowing material - VTM, containing an aqueous solution of cationic surfactant, increasing its viscosity upon contact with formation water and deteriorating upon contact with oil, and hydrochloric acid-based acid formulations followed by oil sales.
Новым является то, что перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС, причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин, причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки, далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м3.New is that before the injection of VTM, a buffer portion of produced or industrial water is pumped into each treatment interval in a volume of 2-4 m 3 , and 10-20% of its volume of a 22-24% aqueous hydrochloric acid solution is added to VTM to obtain viscoelastic composition - HCL, and the volume of the first portion of the injected HCL is determined depending on the value of the coefficient of specific injectivity based on experimental work, after which the first portion of the HCL is pressed into the reservoir with an acidic composition in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid containing substances depleting filtration characteristics acid composition and volume of 0.5-1.0 m 3 per meter of processing interval for vertical wells or 0.05-0.1 m 3 - For horizontal wells, the acid composition is injected in two portions, the first of which is pumped in a volume sufficient to completely replace the volume of the tubing and tubing space of the treatment interval, after which the well is left at a technical shutter speed sufficient to structure the WCS in the treatment interval, then the second pore is pumped a portion of the acid composition, and then the second portion of the HCL in the amount of 40-60% of the volume of the first portion of the HCL, and the volume of the acid composition for selling is increased 2-4 times from the initially injected composition for vertical wells and 1.1-4 times for horizontal, after which the acid composition is pressed through with oil in the volume of tubing plus 3-5 m 3 .
Новым также является то, что в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.Also new is the fact that in the last portion of the acid composition, substances are added that reduce the reaction rate of the acid with the rock by 3-50 times.
Способ реализуется следующим образом. Для подбора оптимальных кислотных составов проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, устойчивость кислотных составов к образованию эмульсий, время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС.The method is implemented as follows. Laboratory experiments are performed to select the optimal acid compositions. The dynamics of dissolution of core samples, the stability of acid compositions to the formation of emulsions, the time of a technological pause to strengthen the structure of the WCS are determined.
В указанном способе применяются ВУС, представляющие собой смесь водного раствора катионного ПАВ и соляной кислоты. В основе действия таких составов лежит способность ПАВ образовывать ВУС в присутствии продуктов реакции соляной кислоты с карбонатной породой. Образовавшийся ВУС создает условия для отклонения новых порций кислотного состава к ранее необработанным низкопроницаемым участкам пласта. После обработки отклоняющий ВУС разрушается при контакте с углеводородами. Таким образом, применение кислотного состава на основе вязкоупругого ПАВ обеспечивает равномерное воздействие на всю толщину интервала обработки.In this method, WCSs are used, which are a mixture of an aqueous solution of a cationic surfactant and hydrochloric acid. The basis of the action of such compounds is the ability of a surfactant to form an ASF in the presence of reaction products of hydrochloric acid with carbonate rock. The resulting HCL creates the conditions for the deviation of new portions of the acid composition to previously untreated low-permeability sections of the reservoir. After processing, the deflecting WCS is destroyed by contact with hydrocarbons. Thus, the use of an acid composition based on a viscoelastic surfactant provides a uniform effect on the entire thickness of the processing interval.
При коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) в интервал обработки дополнительно закачивают ВУС. Объем ВУС подбирают эмпирическим методом в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Для получения ВУС и регулирования вязкости в вязкотекучий материал добавляют водный раствор соляной кислоты 22-24%-ной концентрации. Предварительная закачка порции буферной жидкости позволяет предотвратить контакт с пластовой нефтью и последующее разрушение структуры ВУС.When the coefficient of specific injectivity of more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h) in the processing interval additionally pumped WCS. The volume of WCS is selected empirically, depending on the magnitude of the coefficient of specific injectivity based on experimental work. To obtain a WCS and control the viscosity, an aqueous solution of hydrochloric acid of 22-24% concentration is added to the viscous fluid. A preliminary injection of a portion of the buffer fluid prevents contact with the reservoir oil and subsequent destruction of the structure of the WCS.
Первая порция ВУС продавливается кислотным составом в объеме, достаточном для полного замещения объема НКТ и межтрубного пространства интервала обработки. Для проявления тиксотропных свойств ВУС выдерживается технологическая пауза. Продолжительность технологической паузы выбирается по результатам лабораторного тестирования динамики упрочнения структуры ВУС. В момент паузы происходят образование трехмерной структуры и увеличение вязкости. Молекулы ПАВ агрегируются с образованием мицелл, которые взаимодействуют между собой с образованием сетки с вязкоупругими характеристиками (М. Келланд. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли: пер. с англ. яз. 2-го изд.; под редакцией Л.А. Магадовой. - СПб.: ЦОП «Профессия», 2015. - С.248, ил.).The first portion of the WCS is pressed through with an acid composition in a volume sufficient to completely replace the tubing volume and the annulus of the treatment interval. For the manifestation of the thixotropic properties of the WCS, a technological pause is maintained. The duration of the technological pause is selected according to the results of laboratory testing of the dynamics of strengthening the structure of the WCS. At the time of a pause, the formation of a three-dimensional structure and an increase in viscosity occur. Surfactant molecules aggregate with the formation of micelles, which interact with each other with the formation of a network with viscoelastic characteristics (M. Kelland. Field chemistry in the oil and gas industry: translated from English. 2nd ed.; Edited by L.A. Magadova. - SPb .: CCP "Profession", 2015. - P.248, ill.).
Временное упрочнение структуры ВУС в высокопроницаемых зонах способствует равномерному контакту следующей за ним порции кислотного состава со стенкой породы. При равномерном контакте происходит растворение породы по всей толщине интервала обработки. Радиус скважины увеличивается, что по общепринятым теоретическим формулам (Dupuy, Joshi, Ю.П. Борисова, Renard, В.Г. Григулецкого), способствует увеличению притока жидкости к скважине.Temporary hardening of the WCS structure in highly permeable zones promotes uniform contact of the next portion of the acid composition with the rock wall. With uniform contact, the rock dissolves over the entire thickness of the processing interval. The radius of the well increases, which, according to generally accepted theoretical formulas (Dupuy, Joshi, Yu.P. Borisova, Renard, V.G. Griguletsky), increases the flow of fluid to the well.
При циклической закачке потокоотклоняющих материалов и кислоты достигается поэтапное перераспределение поступающей неотреагировавшей кислоты в еще не подвергшиеся обработке зоны пласта и повышается эффективность кислотной обработки.When cyclic injection of flow-diverting materials and acid is achieved, a phased redistribution of incoming unreacted acid to the zones of the formation that has not yet been processed is achieved and the efficiency of acid treatment is increased.
Увеличение объемов порций кислотного состава в процессе кислотной обработки используется для заполнения объема растворенной породы и более полного контакта поверхности породы с кислотным составом, что повышает вероятность вскрытия новых пор.An increase in the volumes of portions of the acid composition during the acid treatment is used to fill the volume of dissolved rock and more complete contact of the surface of the rock with the acid composition, which increases the likelihood of opening new pores.
Объемы порций кислотных составов подобраны эмпирическим способом. По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.Serving volumes of acid formulations were selected empirically. According to the results of evaluative calculations of the dynamics of the flow rate change, it follows that the total volume of acid composition per linear meter of the processing interval specified in the method provides an increase in fluid flow by 30-50%, these values are optimal. A further increase in the flow of fluid to the open trunk by units of percent will cause a multiple increase in the required volumes of acid compositions according to the logarithmic law and will significantly increase material costs.
Проведенные модельные и практические эксперименты показывают, что для отклонения последней порции кислотного состава достаточно закачки второй порции ВУС в объеме, равном 40-60% объема первой порции ВУС.The performed model and practical experiments show that to deflect the last portion of the acid composition, it is sufficient to inject the second portion of the WCS in a volume equal to 40-60% of the volume of the first portion of the WCS.
В последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз, что способствует доставке кислоты по созданным каналам в удаленные от ствола скважины зоны пласта. Объем веществ, снижающих скорость реакции кислоты с породой, подобран эмпирически. Кислотный состав с определенной степенью замедления скорости реакции с породой подбирается в зависимости от глубины проникновения кислотного состава в пласт. Чем глубже доставляется кислотный состав, тем больше он содержит веществ, снижающих скорость реакции кислотного состава. В результате повышается охват пласта кислотным воздействием, увеличивается область отбора нефти.In the last portion of the acid composition, substances are added that reduce the reaction rate of the acid with the rock by 3-50 times, which contributes to the delivery of acid through the created channels to the formation zones remote from the wellbore. The volume of substances that reduce the rate of reaction of the acid with the rock is selected empirically. The acid composition with a certain degree of deceleration of the reaction rate with the rock is selected depending on the depth of penetration of the acid composition into the formation. The deeper the acid composition is delivered, the more it contains substances that reduce the reaction rate of the acid composition. As a result, the coverage of the formation with acid exposure increases, the oil recovery area increases.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбираются оптимальные кислотные составы, определяется время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов и ВУС.According to the results of laboratory testing with core samples and reservoir fluid, optimal acid compositions are selected, the time of a technological pause to strengthen the structure of the WCS is determined. According to available data on the well, the required number of injected acid compositions and WCS is calculated.
Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленного от устья предполагаемого интервала посадки пакера.The well is stopped, jamming is carried out and the elevator is removed along with the downhole pumping equipment. The trunking is carried out to the farthest from the mouth of the estimated interval of the packer landing.
Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку. При установке двух пакеров между ними равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости к пласту. Пакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. На компоновку скважинного оборудования и конструкцию пакеров авторы не претендуют.The packer assembly is lowered onto the tubing string. When you install two packers between them evenly place filters to exit the injected fluid to the reservoir. The packer arrangement is placed at a preselected processing distance furthest from the mouth. The authors do not claim to lay out the downhole equipment and design the packers.
Закачкой фиксированного объема жидкости (например, нефти) определяют приемистость интервала обработки за определенный период времени.The injection of a fixed volume of liquid (for example, oil) determines the injectivity of the processing interval for a certain period of time.
При приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) в интервал обработки закачивается буферная жидкость в объеме 2-4 м3. В качестве такой жидкости может использоваться пластовая или техническая вода. Следом закачивается первая порция ВУС. Объем первой порции ВУС подбирают эмпирическим методом при проведении опытных работ. На основе проведенных опытных работ эмпирическим путем установлена зависимость объема первой порции ВУС от коэффициента удельной приемистости (табл. 1).At an injection rate of more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), a buffer liquid in a volume of 2-4 m 3 is pumped into the processing interval. As such a liquid, formation or process water can be used. Next is the first portion of the WCS. The volume of the first portion of the WCS is selected empirically during experimental work. On the basis of the experimental work carried out empirically, the dependence of the volume of the first portion of the WCS on the specific injectivity coefficient was established (Table 1).
ВУС продавливается в пласт кислотным составом в объеме, достаточном для полного замещения объема колонны НКТ и межтрубного пространства интервала обработки.The WCS is pushed into the reservoir with an acid composition in a volume sufficient to completely replace the volume of the tubing string and the annulus of the treatment interval.
Скважина закрывается на технологическую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки, после чего закачивается вторая порция кислотного состава. Для вертикальных скважин общий объем первой и второй порций кислотного состава - 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки, для горизонтальных скважин - 0,05-0,1 м3 на погонный метр интервала обработки.The well is closed for technological shutter speed sufficient for structuring the WCS in the processing interval, after which a second portion of the acid composition is pumped. For vertical wells, the total volume of the first and second servings of acid composition is 0.5-1.0 m 3 per linear meter of the processing interval, for horizontal wells - 0.05-0.1 m 3 per linear meter of the processing interval.
В качестве кислотного состава, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, применяют кислотный состав на основе водного раствора ингибированной соляной кислоты, который в качестве добавок содержит в составе ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту (например, по патенту РФ №2308475). На кислотный состав авторы не претендуют.As an acidic composition containing substances that improve filtration characteristics, an acidic composition is used based on an aqueous solution of inhibited hydrochloric acid, which contains surfactants, isopropyl alcohol, demulsifier, and acetic acid as additives (for example, according to RF patent No. 2308475). The authors do not claim to be acidic.
Далее производится закачка второй порции ВУС, объем которой равен 40-60% от объема первой порции ВУС. Вторая порция ВУС продавливается кислотным составом, объем которого увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. В последнюю порцию кислотного состава добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 3-50 раз. В качестве такого вещества, например, применяют моносульфитный черный щелок, лигносульфонаты технические жидкие, уксусную кислоту и т.п.Next, the second portion of the WCS is pumped, the volume of which is 40-60% of the volume of the first portion of the WCS. The second portion of the HCL is squeezed by an acidic composition, the volume of which is increased 2-4 times from the initially injected composition for vertical wells and 1.1-4 times for horizontal wells. In the last portion of the acid composition, a substance is added that slows down the reaction rate of the acid by at least 3-50 times. As such a substance, for example, monosulfite black liquor, technical liquid lignosulfonates, acetic acid, and the like are used.
Кислотный состав продавливают из колонны НКТ нефтью с расчетом превышения объема про давки над объемом колонны НКТ на 3-5 м3 с целью более глубокого проникновения кислотных составов в пласт и деструкции ВУС. Чем больше интервал обработки, тем больше величина превышения объема продавки над объемом колонны НКТ.The acid composition is pressed from the tubing string with oil with the calculation of the excess of the penetration volume over the tubing string volume by 3-5 m 3 in order to penetrate the acidic compounds deeper into the formation and degrade the HCS. The longer the processing interval, the greater the excess of the sales volume over the tubing string volume.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Дебит жидкости скважины до обработки - 3,4 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 15%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1182 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,7 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1129-1136 м и сложен карбонатными породами (известняками). По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкости подбирают оптимальные кислотные составы, определяют время технологической паузы для упрочнения структуры ВУС (0,5 ч). По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов.The fluid flow rate of the well before treatment is 3.4 m 3 / day, the water content in the production of the well is 15%. The radius of the conditional supply circuit is 200 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 215.9 mm to a depth of 1182 m and cased with 146 mm production casing with a wall thickness of 7.7 mm. The reservoir is perforated in the interval 1129-1136 m and is composed of carbonate rocks (limestones). According to the results of laboratory testing with core samples and formation fluid, the optimal acid compositions are selected, the time of the technological pause to strengthen the structure of the WCS is determined (0.5 h). According to available data for the well, the required amount of injected acid compositions is calculated.
Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола скважины.The well is stopped, jammed, and deep pumping equipment is raised. The wellbore is being modeled.
Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку с хвостовиком из НКТ диаметром 73 мм и воронкой. Пакер устанавливают на глубине 1109 м, воронку - на глубине 1137 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,5 м3.A packer arrangement with a tubing shank with a diameter of 73 mm and a funnel is lowered onto a string of technological tubing. The packer is installed at a depth of 1109 m, the funnel at a depth of 1137 m. The internal volume of the tubing string is 3.5 m 3 .
Сажают пакерную компоновку на глубине 1137 м. Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.Packer arrangement is planted at a depth of 1137 m. The mouth is sealed. Bind wellhead equipment with a pump unit.
Открывают межтрубную и трубную задвижки. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составляет 504 м3/сут при давлении закачки Р=3 МПа (Куд.прием.=7 м3/МПа⋅ч). По табл. 1 объем первой порции ВУС - 7 м3. Принимаем объем второй порции ВУС 4 м3. что входит в заявленный в способе диапазон - 40-60% от объема первой порции ВУС. Расставляют технику для приготовления ВУС для первой порции в объеме 7 м3 и для второй - 4 м3. Заливают последовательно в пропаренный, очищенный от посторонних жидкостей блок долива 7,5 м3 пресной воды, 1,4 м3 катионного ПАВ SD-7, 2,1 м3 водного раствора соляной кислоты 22%-ной концентрации. Путем перемешивания по схеме «блок долива - насосный агрегат - блок долива» в течение 1-2 ч перемешивают компоненты до образования ВУС с условной вязкостью не менее 200 с по вискозиметру ВП-5.Open the annular and pipe valves. Fill the tubing string with oil. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 3 m 3 of oil through a string of technological tubing. The pick-up is 504 m 3 / day at an injection pressure of P = 3 MPa (K beats. = 7 m 3 / MPa⋅h). According to the table 1 volume of the first portion of VUS - 7 m 3 . Take the volume of the second portion of the WCS 4 m 3 . what is included in the claimed range in the method - 40-60% of the volume of the first portion of the WCS. Arrange the equipment for the preparation of WCS for the first portion in a volume of 7 m 3 and for the second - 4 m 3 . Pour sequentially into a steamed, purified from foreign liquids block topping up 7.5 m 3 of fresh water, 1.4 m 3 of cationic surfactant SD-7, 2.1 m 3 of an aqueous solution of hydrochloric acid of 22% concentration. By mixing according to the scheme “topping unit - pumping unit - topping unit”, the components are mixed for 1-2 hours until the formation of a WCS with a nominal viscosity of at least 200 s using a VP-5 viscometer.
Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).Connect the discharge line of the SIN-35 pumping unit to the pipe valve of the well. Open the pipe valve. All further fluid injection is performed without exceeding the maximum allowable pressure on the reservoir (3 MPa).
Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:The tubing injection is carried out in the following sequence:
1. Закачивают буферную жидкость (техническую воду) в объеме 4 м3.1. Inject a buffer liquid (industrial water) in a volume of 4 m 3 .
2. Закачивают ВУС в объеме 7 м3.2. Download HCL in a volume of 7 m 3 .
3. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 3,5 м3.3. Inject a portion of the acid composition in a volume of 3.5 m 3 .
4. Останавливают закачку на структурирование ВУС на 0,5 ч.4. Stop downloading the structuring of the WCS for 0.5 hours
5. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 3,5 м3.5. Inject a portion of the acid composition in a volume of 3.5 m 3 .
6. Закачивают ВУС в объеме 4,0 м3.6. Download HCL in the amount of 4.0 m 3 .
7. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 14,0 м3.7. Inject a portion of the acid composition in a volume of 14.0 m 3 .
8. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 6,5 м3.8. Permeate the composition with oil in a volume of 6.5 m 3 .
Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.Close the pipe valve. Withstand a pause for the reaction of the acid composition of 8 hours
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости.Inflow from the formation is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products and determine the flow of fluid.
Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.Completely raise the entire layout on process pipes. The pumping equipment is lowered on the tubing to the calculated depth, the well is put into operation.
По результатам освоения приток жидкости увеличился до 4,8 м3/сут, что на 41% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился. Накопленная добыча нефти за год до обработки составила 1055 т. После обработки накопленная добыча нефти увеличилась до 1489 т. Дополнительная добыча нефти за один год после проведения работ составила 434 т.According to the results of the development, the fluid flow increased to 4.8 m 3 / day, which is 41% more than the fluid flow rate before treatment. The percentage of produced water in the production of the well has not changed. The cumulative oil production a year before processing amounted to 1,055 tons. After processing, the cumulative oil production increased to 1,489 tons. Additional oil production for one year after work was 434 tons.
Предлагаемый способ позволяет временно блокировать интервалы пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч)) для более эффективного воздействия порций кислоты на породу, что приводит к увеличению дебита нефти до 50%.The proposed method allows you to temporarily block the intervals of the formation with a high coefficient of specific injectivity (more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h)) for a more effective effect of portions of acid on the rock, which leads to an increase in oil production up to 50%.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157408A RU2610967C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015157408A RU2610967C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610967C1 true RU2610967C1 (en) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458785
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015157408A RU2610967C1 (en) | 2015-12-31 | 2015-12-31 | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610967C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667239C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone |
| RU2704668C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
| RU2724832C1 (en) * | 2019-10-14 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Complex procedure for selection of acid compositions for intensification of oil production in domanic deposits |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
| RU2255215C1 (en) * | 2004-02-09 | 2005-06-27 | Румянцева Елена Александровна | Method for processing face-adjacent bed zone |
| EA007853B1 (en) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2486226C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Viscoelastic composition for sealing influx of water into well |
| RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
-
2015
- 2015-12-31 RU RU2015157408A patent/RU2610967C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
| EA007853B1 (en) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well treatment fluids comprising chelating agents |
| RU2255215C1 (en) * | 2004-02-09 | 2005-06-27 | Румянцева Елена Александровна | Method for processing face-adjacent bed zone |
| RU2486226C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-06-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Viscoelastic composition for sealing influx of water into well |
| RU2494245C1 (en) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Treatment method of bottom-hole formation zone |
Non-Patent Citations (2)
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2667239C1 (en) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone |
| RU2704668C1 (en) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
| RU2724832C1 (en) * | 2019-10-14 | 2020-06-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Complex procedure for selection of acid compositions for intensification of oil production in domanic deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2704668C1 (en) | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2554962C1 (en) | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
| US2293904A (en) | Method of batch cementing | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2797160C1 (en) | Method of treatment of the near-wellbore zone |