RU2617135C1 - Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований - Google Patents
Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований Download PDFInfo
- Publication number
- RU2617135C1 RU2617135C1 RU2015155147A RU2015155147A RU2617135C1 RU 2617135 C1 RU2617135 C1 RU 2617135C1 RU 2015155147 A RU2015155147 A RU 2015155147A RU 2015155147 A RU2015155147 A RU 2015155147A RU 2617135 C1 RU2617135 C1 RU 2617135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- clay formations
- clay
- amount
- formations
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 53
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 28
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 17
- WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M sodium bisulfate Chemical compound [Na+].OS([O-])(=O)=O WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 14
- 229910000342 sodium bisulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 4
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract 1
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают указанный водный раствор кислоты в течение времени, необходимого для растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины. Технический результат - повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта. 3 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и повышения производительности эксплуатационных скважин, законченных бурением на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов в следующей последовательности: первоначально в пласт закачивают водный раствор бисульфата натрия с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) и оставляют его на реагирование, после чего в пласт закачивают водный раствор ПАВ и далее водный раствор бикарбоната натрия с добавкой ПАВ (см. патент RU 2106484, E21B 43/22, опубл. 10.03.1998).
Недостатком указанного выше способа является низкая эффективность очистки ПЗП ввиду недостаточного восстановления проницаемости пласта и отсутствия технологических приемов, способствующих очистке ПЗП в открытом стволе от глинистых образований терригенных коллекторов.
Техническим результатом заявленного способа очистки ПЗП от глинистых образований является повышение эффективности очистки ПЗП за счет максимального восстановления проницаемости продуктивного пласта.
Технический результат достигается тем, что в способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем осуществления промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.
Закачка в ПЗП очищающего реагента на водной основе, содержащего бисульфат натрия с добавкой гидрохинона, обеспечивает увеличение проницаемости ПЗП за счет удаления плотной части глинистых образований терригенных коллекторов (глинистой корки) со стенок скважины, а закачка в ПЗП водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты обеспечивает окончательное восстановление его проницаемости и расширение существующих фильтрационных каналов в пористой среде за счет растворения остаточных глинистых образований. Восстановление проницаемости ПЗП обеспечивает повышение производительности скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол».
Бисульфат натрия NaHSO4 применяют в качестве химического реагента, способного переводить труднорастворимые окислы в растворимые соли.
Гидрохинон С6Н6О2 применяют в качестве антиокислителя для стабилизации легко окисляющихся веществ.
Оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) применяют в качестве ингибитора солеотложений и как комплексообразующий реагент.
Максимальное восстановление проницаемости продуктивного пласта путем удаления глинистых образований может обеспечиваться при содержании в очищающем реагенте на водной основе бисульфата натрия в количестве от 15 до 17 мас. % и гидрохинона в количестве от 2 до 4 мас. % и при содержании в водном растворе кислоты - оксиэтилидендифосфоновой кислоты в количестве от 17 до 19 мас. %.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется таблицей.
В таблице представлены результаты лабораторных исследований рабочих образцов, имитирующих ПЗП определенной проницаемости до и после обработки различными компонентными составами технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты).
Способ очистки ПЗП от глинистых образований осуществляют следующим образом.
В процессе бурения скважин поровое пространство околоствольной части пласта кольматируется твердой фазой бурового раствора, проницаемость ПЗП снижается за счет образования фильтрационной глинистой корки, проникновения фильтрата бурового раствора, а также за счет диспергирования и набухания составляющих скелета горной породы. Для восстановления проницаемости стенок скважины, ПЗП которой оборудована по типу «открытый ствол», производят очистку ПЗП от глинистых образований (фильтрационной глинистой корки).
Вначале осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой с целью удаления рыхлой части глинистых образований со стенок скважины. Предварительная промывка призабойной зоны скважины технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки) для удаления рыхлой части глинистой корки. После удаления этой части глинистых образований на стенках скважины остается ее более плотная часть, для удаления которой в ПЗП закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия с добавкой гидрохинона, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, т.е. устанавливают в ПЗП жидкостную ванну. Объем закачки очищающего реагента на водной основе выбирают из условия перекрытия им кровли продуктивного пласта, а именно: объем закачки должен быть таким, чтобы жидкостной столб очищающего реагента на водной основе, закачанного в скважину, был более чем на 10 метров выше кровли продуктивного пласта. Такой объем закачки очищающего реагента на водной основе обеспечивает необходимую степень очистки ПЗП.
В результате физико-химического воздействия происходит разрушение структуры глинистых образований, при этом часть глинистых частиц отслаивается со стенок скважины, теряя способность к слипанию.
После очистки ПЗП от глинистых образований скважину промывают от продуктов реакции технической водой.
Далее закачивают в пласт водный раствор оксиэтилидендифосфоновой кислоты и выдерживают его в ПЗП в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. При этом в ПЗП протекает физико-химическая реакция по растворению глинистых составляющих, занесенных в продуктивный пласт.
Объем водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты выбирается в зависимости от конструкции скважины, пористости пласта-коллектора, радиуса ПЗП со сниженной проницаемостью и рассчитывается по формуле:
V=πr2mh,
где F - объем водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты, м3; r - планируемый радиус проникновения кислотного раствора, м; m - коэффициент пористости породы, h - мощность обрабатываемого интервала, м.
В результате происходит восстановление проницаемости пласта путем очистки, расширения существующих и образования новых фильтрационных каналов в пористой среде на удаленных участках ПЗП и по всей вскрытой мощности пласта. По истечении заданного времени выдержки в ПЗП водного раствора оксиэтилидендифосфоновой кислоты скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Для исследования эффективности описанного выше способа очистки ПЗП от глинистых образований скважины разработаны различные варианты технологических жидкостей (очищающего реагента на водной основе и водного раствора кислоты), отличающиеся количественным содержанием компонентов (см. таблицу).
Были проведены лабораторные исследования с целью определения оптимально содержания компонентов в технологических жидкостях (очищающем реагенте на водной основе и водном растворе кислоты), при которых было бы обеспечено максимальное восстановление фильтрационных характеристик продуктивного пласта.
Методика проведения лабораторных исследований осуществлялась в следующей последовательности.
Сформировали рабочий образец, имитирующий ПЗП определенной проницаемости.
После формирования рабочего образца профильтровывали через него воду и определили начальный коэффициент проницаемости рабочего образца при заданном перепаде давления. Коэффициент проницаемости рассчитали по формуле:
где: μ - коэффициент динамической вязкости прокачиваемой среды, Па с; l,d - длина и диаметр рабочего образца, м; P - давление на входе, Па; Pam - атмосферное давление, Па; Q - расход жидкости, м3/с.
При том же перепаде давления через рабочий образец профильтровывали насыщенный глинистый раствор плотностью 1120 кг/м3 до образования глинистой корки и оставляли в покое в течение заданного времени. Далее глинистый раствор выдавливали водой (своеобразный буфер, часто применяемый в промысловых условиях), затем заполняли полость очищающим реагентом на водной основе, содержащим бисульфат натрия с добавкой гидрохинона (например, очищающий реагент на водной основе, содержащим 16 мас. % бисульфата натрия (NaHSO4) и 3 мас. % гидрохинона (C6H6O2)), и оставляли жидкость в покое на реагирование с глинистой коркой в течение заданного времени. Затем сливали очищающий реагент на водной основе из полости. Далее продавливали в рабочий образец водный раствор кислоты, например 18 мас. % водный раствор оксиэтилидендифосфоновой кислоты (C2H8O7P2), после заданного времени выдержки кислотного состава в обратном направлении профильтровывали воду и определяли коэффициент восстановления проницаемости при заданном перепаде давления.
Из результатов лабораторных исследований, приведенных в таблице, следует, что при применении технологических жидкостей по п. 2 таблицы восстановление проницаемости ПЗП будет недостаточно высоким, а при применении технологических жидкостей по п. 6 таблицы проницаемость будет на уровне, достигнутом применением технологических жидкостей по п. 3-5, но при этом расход реагентов увеличится, т.е. применение технологических жидкостей по п. 6 экономически не оправдано.
С учетом указанных выше лабораторных исследований было установлено то, что содержание в очищающем реагенте на водной основе бисульфата натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинона в количестве 2-4 мас. %, а содержание в водном растворе кислоты оксиэтилидендифосфоновой кислоты в количестве 17-19 мас. % (пл. 3-5 таблицы) является оптимальным для достижения технического результата заявленного способа и позволит повысить эффективности очистки ПЗП за счет увеличения проницаемости пласта. Повышение проницаемости ПЗП позволит повысить производительность скважин в 1,8 раза.
Примеры осуществления способа очистки ПЗП.
Пример 1.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 15 мас. % бисульфата натрия, 2 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 17 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов и осваивают ее.
Пример 2.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий:
16 мас. % бисульфата натрия, 3 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 18 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.
Пример 3.
Осуществляют предварительную промывку ПЗП технической водой (не менее 8-10 циклов при создании возможной максимальной скорости прокачки). Закачивают очищающий реагент на водной основе, содержащий: 17 мас. % бисульфата натрия, 4 мас. % гидрохинона и остальное вода. Очищающий реагент выдерживают в течение 3-4 часов, после чего скважину промывают от продуктов реакции. Закачивают в ПЗП водный раствор кислоты, содержащий: 19 мас. % оксиэтилидендифосфоновой кислоты и остальное вода. Выдерживают упомянутый раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований. После закачки кислотного раствора в пласт скважину выдерживают для реакции в течение 10-12 часов, после чего осваивают ее.
Заявленный способ очистки ПЗП от глинистых образований обеспечивает повышение производительности эксплуатационных скважин, ПЗП которых оборудована по типу «открытый ствол» за счет повышения эффективности очистки ПЗП.
Claims (1)
- Способ очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований, в котором удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас. % и гидрохинон в количестве 2-4 мас. %, и выдерживают его до разрушения плотной части глинистых образований, при этом объем очищающего реагента на водной основе выбирают таким образом, чтобы высота жидкостного столба закачанного очищающего реагента на водной основе была выше кровли продуктивного пласта, затем осуществляют промывку от продуктов реакции и закачивают водный раствор кислоты, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту в количестве 17-19 мас. %, далее выдерживают упомянутый водный раствор кислоты в течение времени, необходимого до растворения остаточных глинистых образований, и осуществляют освоение скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155147A RU2617135C1 (ru) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155147A RU2617135C1 (ru) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2617135C1 true RU2617135C1 (ru) | 2017-04-21 |
Family
ID=58643091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015155147A RU2617135C1 (ru) | 2015-12-22 | 2015-12-22 | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2617135C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU810947A1 (ru) * | 1979-05-23 | 1981-03-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийинститут Водоснабжения, Канали-Зации, Гидротехнических Co-Оружений И Инженерной Гидрогеологии | Раствор дл разглинизациипРифильТРОВОй зОНы ВОд НОйСКВАжиНы |
| SU1506982A1 (ru) * | 1987-05-19 | 1994-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт водоснабжения, канализации, гидротехнических сооружений и инженерной гидрогеологии | Состав для реагентной обработки скважины |
| RU2042803C1 (ru) * | 1992-09-21 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| US5529125A (en) * | 1994-12-30 | 1996-06-25 | B. J. Services Company | Acid treatment method for siliceous formations |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2309175C2 (ru) * | 2004-12-22 | 2007-10-27 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Буферная жидкость |
| RU2559267C1 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
-
2015
- 2015-12-22 RU RU2015155147A patent/RU2617135C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU810947A1 (ru) * | 1979-05-23 | 1981-03-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийинститут Водоснабжения, Канали-Зации, Гидротехнических Co-Оружений И Инженерной Гидрогеологии | Раствор дл разглинизациипРифильТРОВОй зОНы ВОд НОйСКВАжиНы |
| SU1506982A1 (ru) * | 1987-05-19 | 1994-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт водоснабжения, канализации, гидротехнических сооружений и инженерной гидрогеологии | Состав для реагентной обработки скважины |
| RU2042803C1 (ru) * | 1992-09-21 | 1995-08-27 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| US5529125A (en) * | 1994-12-30 | 1996-06-25 | B. J. Services Company | Acid treatment method for siliceous formations |
| RU2106484C1 (ru) * | 1997-06-03 | 1998-03-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ реагентной обработки скважины |
| RU2309175C2 (ru) * | 2004-12-22 | 2007-10-27 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Буферная жидкость |
| RU2559267C1 (ru) * | 2014-06-24 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Состав для обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9896917B2 (en) | Oil production intensification device and method | |
| EA006086B1 (ru) | Способ заканчивания нагнетательных скважин | |
| US2768694A (en) | Method for forming and renewing wells | |
| RU2261986C1 (ru) | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2617135C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2679936C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта от глинистых образований | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2004116889A (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2232879C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2726089C1 (ru) | Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2528803C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны слабоцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2168621C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| RU2165014C1 (ru) | Способ обработки глиносодержащих коллекторов нефтяного пласта | |
| RU2105144C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
| SU1761944A1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны | |
| RU2160827C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия пласта | |
| RU2243366C2 (ru) | Способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления | |
| RU2211325C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201016 |