RU2647136C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2647136C1 RU2647136C1 RU2017116368A RU2017116368A RU2647136C1 RU 2647136 C1 RU2647136 C1 RU 2647136C1 RU 2017116368 A RU2017116368 A RU 2017116368A RU 2017116368 A RU2017116368 A RU 2017116368A RU 2647136 C1 RU2647136 C1 RU 2647136C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- acid
- zone
- perforation
- well
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 21
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 14
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 7
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 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
- 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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта включает первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. Осуществляют спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта. При этом первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе. Перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава. Причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации. При этом в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %: МИА-пром марка К - 5,0-43,0; нитрит натрия - 4,0-26,0; мочевина - 5,0-37,0; вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности обработки за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. 2 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известен способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора нейтрального к фильтрационным свойствам пласта с помощью перфоратора взрывного действия, формирование кислоторазрушаемого защитного экрана созданием давления, превышающего на 10-15% расчетное давление цементирования, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой его кислотой в гидроимпульсном режиме (см. патент РФ №2225503, МКИ Е21В 43/11, 33/13, опубл. 2004 г.).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие повышения удельного веса кислоторазрушаемого раствора из-за содержания в нем цемента, и последующее удаление его кислотной обработкой происходит недостаточно интенсивно.
Известен способ вскрытия продуктивных пластов, включающий первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗПП) кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 минут и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором в 10-15 раз, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, причем при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона используют полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55 и вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, остальное - вода (см. патент РФ №2347900, МКИ Е21В 43/27, С09К 8/514, опубл. 2009 г.).
Однако, известный способ недостаточно эффективен из-за повышения удельного веса кислоторазрушаемого экрана и является технологически сложным из-за трудоемкости приготовления полимерного раствора.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины на полимер-меловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта по слоем полимер-мелового раствора, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимер-меловой раствор плотностью 1040-1060 кг/м3 следующего состава, масс. %: кальцинированная сода 1-6, карбоксиметилцеллюлоза 1-6, полиакриламид 2-3, глина 48-52, мел 46-50, вода - остальное (см. патент РФ №2304698, МКИ Е21В 33/138, 43/32, опубл. 2007 г.).
Однако данный способ приводит к частичной кольматации вскрываемой зоны пласта ввиду содержания полимеров и глины, загрязняющих нефтеносный участок.
Целью предлагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой эффективностью за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. Технология полностью исключает кольматацию призабойной зоны скважины ввиду отсутствия в используемом составе для обработки перфорированного участка полимеров и других малорастворимых веществ.
Поставленная цель достигается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта, включающего первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| МИА-пром марка К | 5,0-43,0 |
| Нитрит натрия | 4,0-26,0 |
| Мочевина | 5,0-37,0 |
| Вода | остальное |
МИА-пром марка К представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки. Предназначен для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений, образующихся на подземном оборудовании нефтедобывающих скважин и призабойной зоне пласта, для приготовления эмульсий, композиций реагентов для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и выпускается по ТУ 2458-011-27913102-2001 с изменением №4.
Для приготовления заявляемого активного эмульсионного состава (АЭС) используют нитрит натрия технический по ГОСТ 19906-74, мочевину по ГОСТ 2081-92. В качестве смеси нитрита натрия и мочевины также используют газогенерирующий раствор ИТПС-ГГР по ТУ 2458-030-27913102-2015, представляющий собой концентрированный раствор нитрита натрия и мочевины в воде.
Заявляемый АЭС готовят путем постепенного добавления раствора нитрита натрия и мочевины в воде к МИА-пром марка К при перемешивании с образованием устойчивой эмульсии.
Используемая в предлагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства в реакторе, снабженном якорной мешалкой, так и непосредственно перед применением в емкости, снабженной системой циркуляции жидкости. Эмульсия представляет собой жидкость от белого до коричневого цвета, с плотностью от 0,95-1,25 г/см3. Примеры приготовления АЭС приведены в таблице 1.
Оценку эффективности АЭС проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости при скоростях сдвига 100 и 511 с-1, стабильности во времени при температуре 45°С, совместимости с нефтью при комнатной температуре, а также способности к полному разрушению на жидкие фазы при воздействии соляной кислоты. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Вязкость составов, характеризующая их устойчивость в зоне блокировки, определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. По результатам испытаний вязкость заявляемых составов выше состава по прототипу на 52-1213 сП при скорости сдвига 100 с-1 и на 20-948 сП при скорости сдвига 511 с-1.
Для определения стабильности составов во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл состава, помещают в термостат при температуре 45°С и визуально отмечают наличие или отсутствие разделения фаз в течение 14 суток. По окончании времени тестирования фиксируют расслоение или его отсутствие. Результаты испытаний показывают образование расслоения в образце прототипа в объеме 3 мл и полное отсутствие расслоений в предлагаемом составе.
Совместимость с нефтью - характеристика составов на их способность к сохранению при смешении с небольшой частью нефти (до 10%, об.), что может происходить в зоне контакта закаченного состава с нефтенасыщенной частью пласта. Методика эксперимента заключается в смешении 90 мл состава с 10 мл нефти в колбе с пробкой на 250 мл путем встряхивания с последующим визуальным оцениванием разделения или не разделения смеси на отдельные фазы. В ходе экспериментов использовалась нефть со скважины 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл».
Испытания показывают устойчивость к разрушению предлагаемых составов при их смешении с нефтью, при этом происходит ''вкручивание'' нефти в состав эмульсий. Состав же по прототипу расслаивается на отдельные исходные фазы - 90 и 10 мл.
По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что используемая в заявляемом способе эмульсия обладает повышенной вязкостью, является более стабильной и устойчивой к разрушению при действии нефти относительно состава по прототипу.
Для наиболее полного удаления составов из зоны перфорации после их отработки проводят кислотную обработку, чем полнее проходит реагирование до образования невязких жидких фаз, тем состав после отработки легче и полнее выходит из зоны блокировки, не загрязняя и не кольматируя породу.
Для разрушения составы смешивались с соляной кислотой концентрацией 24% в различных соотношениях. Объемные соотношения составов и кислоты, а также остаточное содержание кислоты указаны в таблице 2.
* - концентрация HCl определялась методом титрования согласно ТУ 2458-025-27913102-2015.
После смешения предлагаемого состава с соляной кислотой происходит бурная экзотермическая реакция по следующему механизму:
NH2-C(O)-NH2+2 NaNO2+2HCl = 2NaCl+2N2↑+CO2↑+3H2O.
При этом происходит выделение большого количества газов, в результате чего состав полностью разрушается на жидкие составляющие.
Состав по прототипу при смешении с соляной кислотой не реагирует так же бурно, сильно не разогревается и не разлагается на жидкие составляющие.
Сущность заявляемого предложения заключается в следующем.
В процессе заканчивания скважины производят геофизические исследования, выделяют перспективные нефтенасыщенные толщины и выбирают интервалы для реализации способа обработки призабойной зоны пласта. Далее в выбранный интервал перфорации закачивают активный - эмульсионный состав. Объем закачиваемого АЭС рассчитывают из условия, что нижняя часть пачки АЭС должна располагаться не ниже 25 м от выбранного интервала перфорации, а верхняя - не выше 150 м. Первичное вскрытие пласта производят в интервале, заполненном АЭС, аппаратом комплексного действия с применением кумулятивных и газогенерирующих зарядов. Такая комбинация зарядов позволяет увеличить глубину пробития в 1,5-2 раза и создать разуплотненные зоны с дополнительной сетью трещин за счет горения газогенерирующих зарядов, что приводит к созданию давления, превышающего прочностные характеристики породы. АЭС при вскрытии проникает под репрессией в созданную систему трещин и создает защитный кислоторазрушаемый экран. Далее производят спуск и крепление эксплуатационной колонны. Ранее закаченный АЭС предохраняет вновь созданные разуплотненные зоны с сетью трещин от цементного камня за счет высокой плотности и адгезии. Затем производят вторичное вскрытие выбранного интервала кумулятивной перфорацией с применением зарядов глубокого пробития плотностью 10-20 отверстий в минуту, после чего производят обработку призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты в 2 этапа. На первом этапе - с применением соляной кислоты 24%-ной концентрации объемом 0,25 м3 на обрабатываемый метр, на втором этапе с применением соляной кислоты 12,0-15,0%-ной концентрации объемом 0,75-1,0 м3 на обрабатываемый метр. Соотношение используемых для обработки АЭС и соляной кислоты 24%-ной концентрации составляет 1:(0,75-2,0). При контакте с первым объемом соляной кислоты происходит экзотермическая реакция с повышением температуры до 75°C с образованием пенно-кислотной смеси, при этом происходит полное разрушение АЭС. С увеличением температуры за счет большой скорости реакции создаются крупные проводящие каналы в прискважинной зоне. Продукты реакции извлекают методом свабирования. На втором этапе обработки соляной кислотой 12,0-15,0%-ной концентрации обеспечивается большой охват воздействием за счет создания дополнительных каналов. Также, для проведения второго этапа обработки используют различные кислотные составы с замедленной скоростью реакции соляной кислоты с породой пласта, содержащие поверхностно-активные вещества, стабилизаторы железа. Далее скважину оставляют на реагирование, после чего производят извлечение продуктов реакции.
Приводим конкретные примеры обработки призабойной зоны пласта.
Технология была применена на скважинах №№203, 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл». Был использован активный эмульсионный состав в количестве 3 м3 и проведено вторичное вскрытие аппаратом комплексного воздействия ''Пласт-ПП''.
Средний дебит нефти по скважинам, эксплуатирующим испытываемый объект, составляет 9,1 т/сут. В результате проведенных работ получено:
- скважина №218 - получен приток безводной нефти дебитом 17 м3/сут (15,1 т/сут) при ΔР=67 атм (Кпрод=0,261 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 6 т/сут; - скважина №203 - получен приток безводной нефти дебитом 16 м3/сут (14,2 т/сут) при ΔР=72 атм (Кпрод=0,254 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 5,1 т/сут.
Таким образом, заявляемый способ обработки призабойной зоны пласта обладает следующими преимуществами:
- кумулятивная перфорация в открытом стволе позволяет увеличить глубину проникновения в породу за счет отсутствия дополнительных сопротивлений в виде эксплуатационной колонны и цементного камня;
- совмещение первичного и вторичного вскрытия скважины приводит к повышению призводительности скважины;
- используемый в способе АЭС стабилен в течение длительного времени, обладает повышенной вязкостью и устойчив к воздействию нефти, не кольматирует пласт и полностью выводится из зоны блокировки после проведения обработки.
Claims (2)
- Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, отличающийся тем, что первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:
-
МИА-пром марка К 5,0-43,0 Нитрит натрия 4,0-26,0 Мочевина 5,0-37,0 Вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116368A RU2647136C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116368A RU2647136C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2647136C1 true RU2647136C1 (ru) | 2018-03-14 |
Family
ID=61629253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017116368A RU2647136C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2647136C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2304698C1 (ru) * | 2006-07-26 | 2007-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр внедрения технологий" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
| RU2451169C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2513586C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-05-10 RU RU2017116368A patent/RU2647136C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2304698C1 (ru) * | 2006-07-26 | 2007-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр внедрения технологий" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2373385C1 (ru) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин |
| RU2451169C1 (ru) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2513586C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| CN104508079A (zh) | 改进水力裂缝网络的方法 | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| US3335797A (en) | Controlling fractures during well treatment | |
| EA019178B1 (ru) | Изоляция зон поглощения | |
| WO2014169389A1 (en) | Method and apparatus for enhancing the productivity of wells | |
| CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
| WO2020165576A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2647136C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| RU2135750C1 (ru) | Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2183739C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
| Garland | Selective plugging of water injection wells | |
| RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| WO2020165572A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| CN105694839B (zh) | 一种加氢热气化学溶液组份及其在水平井增产中的应用 | |
| RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2776539C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта с трудноизвлекаемыми запасами | |
| RU2133342C1 (ru) | Способ предотвращения затопления калийных рудников | |
| RU2527437C2 (ru) | Способ термохимического разрыва пласта | |
| RU2819844C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ |