RU2781721C1 - Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) - Google Patents
Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781721C1 RU2781721C1 RU2022111619A RU2022111619A RU2781721C1 RU 2781721 C1 RU2781721 C1 RU 2781721C1 RU 2022111619 A RU2022111619 A RU 2022111619A RU 2022111619 A RU2022111619 A RU 2022111619A RU 2781721 C1 RU2781721 C1 RU 2781721C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- formation
- bottomhole
- well
- treatment
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 64
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 231100000812 repeated exposure Toxicity 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 210000003746 Feathers Anatomy 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000005712 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам воздействия на зону продуктивного пласта с целью восстановления нефтеотдачи скважин, или на призабойную зону нагнетательной скважины с целью повышения приемистости.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of influencing the zone of a productive formation in order to restore oil recovery from wells, or to the bottomhole zone of an injection well in order to increase injectivity.
Одной из причин снижения продуктивности скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в фильтре обсадной колонны и непосредственно в поровом пространстве пласта по поверхности, вскрытой скважиной в так называемой призабойной зоне пласта. Осаждение АСПО происходит вследствие снижения температуры добываемого пластового флюида ниже точки кристаллизации растворенных в нем асфальтенов и парафинов.One of the reasons for the decrease in well productivity is the formation of asphalt, resin, and paraffin deposits (ARPD) in the casing string filter and directly in the pore space of the formation along the surface penetrated by the well in the so-called bottomhole formation zone. Deposition of paraffin occurs due to a decrease in the temperature of the produced formation fluid below the crystallization point of asphaltenes and paraffins dissolved in it.
Известен способ химического воздействия на призабойную зону пласта закачкой в интервал фильтра определенного объема растворителя углеводородов и выдерживания его на забое некоторое время (сутки и более), пока не завершится процесс очистки призабойной зоны от АСПО (см. кн.: Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - Недра, 1986 г., с.240).There is a known method of chemical impact on the bottomhole formation zone by pumping a certain volume of hydrocarbon solvent into the filter interval and keeping it at the bottomhole for some time (a day or more) until the process of cleaning the bottomhole zone from ARPD is completed (see book: Ibragimov G.Z., Sorokin V.A., Khisamutdinov N.I. Chemical Reagents for Oil Production: A Worker's Handbook, Nedra, 1986, p.240).
Применяют также комбинированный вариант очистки от АСПО, в котором для ускорения очистки на объем растворителя, закаченный в призабойную зону, воздействуют источником вибрационных колебаний (см. кн.: Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе ПРС, М., ВНИИОЭНГ, 2002 г., с.224).A combined variant of ARPD removal is also used, in which, to speed up cleaning, the volume of solvent pumped into the bottomhole zone is affected by a source of vibrational vibrations (see the book: Musabirov M.Kh. Technologies for processing the bottomhole zone of an oil reservoir in the process of drilling, M., VNIIOENG, 2002, p. 224).
Недостатками химических способов обработки призабойной зоны являются сложность используемого оборудования по закачке химреагентов в скважину, требующая больших энерго- и трудозатрат, а также неполное их соответствие требованиям по экологии.The disadvantages of chemical methods of treatment of the bottomhole zone are the complexity of the equipment used for pumping chemicals into the well, which requires large energy and labor costs, as well as their incomplete compliance with environmental requirements.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в зону обработки химического реагента и воздействие на призабойную зону пласта газовой смесью в виде последовательных импульсов, с давлением на фронте ударной волны, равным или превышающим горное давление в зоне обработки, с последующей дополнительной химической обработкой призабойной зоны пласта (см. пат. РФ № 2262590, МПК Е21В43/18, опуб. 20.10.2005, бюл. №29).A known method of treatment of the bottomhole formation zone, including the injection of a chemical reagent into the treatment zone and the impact on the bottomhole formation zone with a gas mixture in the form of successive pulses, with a pressure at the shock wave front equal to or greater than the rock pressure in the treatment zone, followed by additional chemical treatment of the bottomhole zone formation (see Pat. RF No. 2262590, IPC E21V43 / 18, pub. 20.10.2005, bull. No. 29).
Недостатками известного способа являются применение сложного оборудования по закачке химреагентов в скважину, неполное его соответствие требованиям по экологии, значительные затраты на закачку химреагентов и многократное воздействие на пласт, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины.The disadvantages of the known method are the use of complex equipment for pumping chemicals into the well, its incomplete compliance with environmental requirements, significant costs for the injection of chemicals and repeated exposure to the formation, as well as insufficient treatment efficiency due to its implementation without taking into account the intensity of the decrease in the productivity of the production well or injectivity. injection well.
Известен способ повышения продуктивности скважин, включающий, аккумулирование в глубинном снаряде определенного объема взрывоспособной газовой смеси, создание импульса давления взрывом газовой смеси и многократное воздействие на пласт до увеличения притока скважинного продукта без подъема глубинного снаряда, при этом давление взрыва определяют расчетным путем пропорционально гидростатического давления скважинной жидкости (см. пат. РФ № 2250986, МПК Е21В43/18, опуб. 27.04.2005, бюл. №12).There is a known method for improving well productivity, which includes accumulating a certain volume of an explosive gas mixture in a deep projectile, creating a pressure pulse by an explosion of a gas mixture and repeatedly affecting the formation to increase the inflow of a well product without lifting a deep projectile, while the explosion pressure is determined by calculation in proportion to the hydrostatic pressure of the well liquids (see Pat. RF No. 2250986, IPC E21B43 / 18, pub. 27.04.2005, bull. No. 12).
Недостатками известного способа являются значительные затраты на обработку вследствие многократного воздействия на пласт, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины, а также без учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров. The disadvantages of the known method are significant treatment costs due to repeated exposure to the reservoir, as well as insufficient treatment efficiency due to its implementation without taking into account the intensity of the decrease in the productivity of the production well or the injectivity of the injection well, and also without taking into account the location of the zone with increased hydraulic resistance and its size.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий газодинамическое воздействие на пласт путем взрыва пиротехнического заряда, обеспечение в процессе обработки водонепроницаемого экрана, последующее удаление свабированием из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами (см. пат. РФ № 2359113, МПК Е21 В43/24, Е21 В43/18, опуб. 20.06.2009, бюл. №17), который принят за прототип.A known method of treatment of the bottomhole formation zone, including gas-dynamic impact on the formation by explosion of a pyrotechnic charge, providing a waterproof screen during processing, subsequent removal by swabbing from the interval of the productive formation of the well fluid with colmatizing elements that entered it from the bottomhole formation zone (see US Pat. RF No. 2359113, IPC E21 B43/24, E21 B43/18, published 06/20/2009, Bull. No. 17), which is taken as a prototype.
Обеспечение водонепроницаемого экрана позволяет снизить вероятность прорыва воды из водоносного пласта, а последующее удаление из призабойной зоны кольматирующих элементов исключает снижение фильтрации нефти в зоне перфорации скважины. Providing a waterproof screen reduces the likelihood of water breakthrough from the aquifer, and the subsequent removal of bridging elements from the bottomhole zone eliminates the reduction of oil filtration in the well perforation zone.
Недостатками известного способа являются значительные затраты на свабирование скважины, а также недостаточная эффективность обработки из-за проведения ее без учета интенсивности снижения продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины, а также без учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров. Кроме того, указанный способ может применяться при обработке терригенных коллекторов с обводненностью не более 40%, и при мощности перемычки до водоносного пласта не менее 5 метров.The disadvantages of the known method are significant costs for swabbing the well, as well as insufficient treatment efficiency due to its implementation without taking into account the intensity of the decrease in the productivity of the production well or the injectivity of the injection well, and also without taking into account the location of the zone with increased hydraulic resistance and its size. In addition, this method can be used when processing terrigenous reservoirs with a water cut of not more than 40%, and when the thickness of the cofferdam to the aquifer is at least 5 meters.
Технической задачей заявленного изобретения является снижение затрат и повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет учета расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров.The technical objective of the claimed invention is to reduce costs and increase the efficiency of treatment of the bottomhole formation zone by taking into account the location of the zone with increased hydraulic resistance and its size.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающего доставку в интервал продуктивного пласта и сжигание в нем газогенерирующих зарядов, с последующим удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению, для обработки выбирают скважину с толщиной продуктивного пласта не менее 1,5 м и глинистостью не более 10% с минимальным расстоянием до поверхности водонефтяного контакта 4 м, с постепенным понижением продуктивности в течение 4 месяцев не менее 20%, расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, рассчитывают объем взрывов из условия образования не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%, скважину запускают в работу с увеличением отбора пластовой среды не менее 10 % от величины до обработки.The solution of the problem is achieved by the fact that in the method of processing the bottomhole formation zone, including the delivery to the interval of the productive formation and burning gas-generating charges in it, followed by the removal of the well fluid from the interval of the productive formation with bridging elements that have entered it from the bottomhole formation zone, according to the technical solution , a well is selected for processing with a pay formation thickness of at least 1.5 m and a clay content of not more than 10% with a minimum distance to the oil-water contact surface of 4 m, with a gradual decrease in productivity over 4 months of at least 20%, the location of a zone with increased hydraulic resistance and its dimensions, the volume of explosions is calculated from the condition of formation of at least three cracks with a length exceeding the length of the zone of increased hydraulic resistance in the bottomhole zone by at least 33%, the well is put into operation with an increase in the production of the formation medium by at least 10% of the value before treatment.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающего доставку в интервал пласта и сжигание в нем газогенерирующих зарядов, с последующим удалением из интервала пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению, для обработки выбирают нагнетательную скважину с глинистостью пласта не более 10% с минимальным расстоянием до поверхности водонефтяного контакта 4 м, с постепенным понижением в течение 4 месяцев приемистости не менее 20%, расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, рассчитывают объем взрыва из условия образования не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%, скважину запускают под закачку с расходом жидкости, соответствующим до начала снижения приемистости. The solution of the problem is achieved by the fact that in the method of processing the bottomhole formation zone, including the delivery of gas-generating charges to the formation interval and burning in it, followed by the removal of the well fluid from the formation interval with bridging elements that have entered it from the bottomhole formation zone, according to the technical solution, for treatment, an injection well with a formation clay content of not more than 10% is selected with a minimum distance to the oil-water contact surface of 4 m, with a gradual decrease in injectivity of at least 20% over 4 months, the location of a zone with increased hydraulic resistance and its dimensions, the explosion volume is calculated from the formation condition at least three fractures with a length exceeding the length of the zone of increased hydraulic resistance in the bottomhole zone by at least 33%, the well is launched for injection with a fluid flow rate corresponding to the start of injectivity reduction.
Предлагаемый способ призабойной обработки пласта осуществляется следующим образом. The proposed method of bottomhole treatment of the formation is carried out as follows.
Выбирается добывающая скважина с постоянным понижением продуктивности не менее 20%, или нагнетательная скважина со снижением приемистости также на 20%, в течение 4 месяцев. A production well is selected with a constant decrease in productivity of at least 20%, or an injection well with a decrease in injectivity also by 20%, within 4 months.
В добывающей скважине выбирают, как минимум, один продуктивный пласт толщиной не менее 1,5 м и с глинистостью не более 10%. При этом нижняя граница пласта должна находится на расстоянии не менее 4 м от поверхности водонефтяного контакта (ВНК).In a production well, at least one productive formation with a thickness of at least 1.5 m and a clay content of not more than 10% is selected. In this case, the lower boundary of the formation should be located at a distance of at least 4 m from the surface of the oil-water contact (OWC).
В пласте определяют расположение зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеры, образованной кольматантами, состоящей из АСПО, частиц горных пород, солей, оксидов. In the reservoir, the location of the zone with increased hydraulic resistance and its dimensions are determined, formed by colmatants, consisting of paraffin, rock particles, salts, oxides.
Исходя из параметров пласта, расположения зоны с повышенным гидравлическим сопротивлением и ее размеров, рассчитывают объем взрыва (быстрого горения), обеспечивающего формирование не менее трех трещин длиной, превышающей длину зоны повышенного гидравлического сопротивления в призабойной зоне не менее чем на 33%. Далее, на основании результатов расчета, готовят заряды с последующим газодинамическим воздействием на пласт в результате взрывов. После образования новых трещин скважинной жидкостью извлекают из скважины кольматирующие элементы. Based on the reservoir parameters, the location of the zone with increased hydraulic resistance and its size, the volume of the explosion (rapid combustion) is calculated, which ensures the formation of at least three cracks with a length exceeding the length of the zone of increased hydraulic resistance in the bottomhole zone by at least 33%. Further, based on the calculation results, charges are prepared with subsequent gas-dynamic impact on the formation as a result of explosions. After the formation of new cracks, the bridging elements are removed from the well by the well fluid.
Добывающую скважину запускают в работу с увеличением отбора пластовой среды не менее 10% от величины до обработки. The production well is put into operation with an increase in the selection of the formation medium by at least 10% of the value before treatment.
Пояснения по выбору требуемых параметров пласта и его расположения относительно водоносного пласта.Explanations on the choice of the required reservoir parameters and its location relative to the aquifer.
При толщине пласта менее 1,5 м сложно обеспечить трещины достаточной протяженности по всем направлениям. With a formation thickness of less than 1.5 m, it is difficult to provide cracks of sufficient length in all directions.
В продуктивном пласте глинистостью менее 10%, если снижение продуктивность происходит постепенно и за достаточно продолжительное время, в течение не менее 4 месяцев, то основной причиной снижения объема притока нефти является сужение трещин и пор за счет накопления в каналах кольматантами, состоящими из АСПО, частиц горных пород, солей, оксидов. In a productive formation with a clay content of less than 10%, if the decrease in productivity occurs gradually and over a sufficiently long time, for at least 4 months, then the main reason for the decrease in the volume of oil inflow is the narrowing of cracks and pores due to the accumulation in the channels of bridging agents consisting of ARPD, particles rocks, salts, oxides.
В пласте с глинистостью более 10% не гарантируется смыкание со временем вновь образованые трещины.In a reservoir with a clay content of more than 10%, newly formed cracks are not guaranteed to close over time.
С целью обеспечения превышения длин вновь образуемых, не менее трех трещин, размеров зоны повышенного гидравлического сопротивления, расчетный объем взрывов с гарантированным запасом. Объем взрывов должен обеспечить превышение длины новых трещин на 33% зоны повышенного сопротивления. In order to ensure that the lengths of newly formed, at least three cracks, the size of the zone of increased hydraulic resistance, the estimated volume of explosions with a guaranteed margin. The volume of explosions should ensure that the length of new cracks is exceeded by 33% of the zone of increased resistance.
При малом расстоянии от нижней границы продуктивного пласта до поверхности ВНК, не превышающем 4 м, возможна вероятность распространения ударной волны от газодинамического воздействия до границы пласта. Это может привести к обводнению продуктивного пласта поступающей из близко расположенного водоносного пласта воды по вновь раскрытым порам. With a small distance from the lower boundary of the productive formation to the surface of the water contact, not exceeding 4 m, it is possible that a shock wave can propagate from the gas-dynamic impact to the formation boundary. This can lead to flooding of the reservoir from water coming from a nearby aquifer through newly opened pores.
Нагнетательную скважину запускают под закачку с расходом жидкости, соответствующим до начала снижения приемистости. The injection well is launched for injection with a fluid flow rate corresponding to the start of injectivity reduction.
Таким образом, реализация предлагаемого способа требует относительно небольших затрат при обеспечении высокой продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины после обработки призабойной зоны пласта.Thus, the implementation of the proposed method requires relatively low costs while ensuring high productivity of the production well or injectivity of the injection well after treatment of the bottomhole formation zone.
Пример реализации предлагаемого способа.An example of the implementation of the proposed method.
Провели анализ работы добывающих скважин в течении 4 месяцев на участке нефтяной залежи. Определили скважину, в которой происходило снижение продуктивности на 20 % в течении 4 месяцев. Скважина эксплуатируется с отбором продукции из двух продуктивных пластов толщиной 1,5м и 5,5 метра на терригенных отложениях девона Д1 а и б1. We analyzed the operation of production wells for 4 months at the site of the oil deposit. A well was identified in which there was a decrease in productivity by 20% within 4 months. The well is operated with the selection of products from two productive formations with a thickness of 1.5 m and 5.5 m on the Devonian terrigenous deposits D1 a and b1.
Согласовали специальный план на проведение работ на скважине с применением газогенерирующих зарядов. Смонтировали оборудование для подземного ремонта скважин (ПРС). Произвели подъем насосно-компрессорных труб (НКТ) с электропогружным насосом (УЭЦН). Произвели спуск НКТ технологического комплекта с пером и шаблоном диаметром d=120мм до глубины 1700 метров. Прошаблонировали эксплуатационную колонну до глубины 1700 метров. Промыли забой с спуском пера до глубины 1740 метров технической жидкостью плотностью 1,00г/см3, с добавкой 0,1% ПАВ типа МЛ-81Б в объеме 63,3м3 обратной промывкой с циркуляцией через желобную систему. Подняли технологическую компоновку с глубины 1740 метров. Провели определение уровня жидкости от устья, который составил 80 метров. Установили геофизический подъемник на расстоянии 30 метров от устья скважины. Произвели обработку скважины с применением газогенерирующих зарядов согласно специальному плану работ. Смонтировали и спустили компоновку: НКТ, насос УЭЦН 5-125-1550 с газосепаратором и протекторной защитой, обратный клапан ШОК 2,5", монтажный патрубок длиной 0,5м, шламоуловитель, сливной клапан. Произвели опрессовку глубинно-насосного оборудования (ГНО) при Рн/к=4,0/3,8 МПа в течение 15 минут. Опрессовка показала герметичность ГНО. Собрали устьевую арматуру. Запустили скважину в работу. Дебит скважины составил 147т/сут., что больше на 11 % от величины до воздействия.A special plan was agreed to work on the well with the use of gas-generating charges. We installed equipment for underground well workover (URS). Produced lifting tubing (tubing) with electric submersible pump (ESP). Produced the descent of the technological kit tubing with a pen and a template with a diameter of d=120mm to a depth of 1700 meters. The production string was templated to a depth of 1700 meters. The bottomhole was washed with a feather down to a depth of 1740 meters with a technical liquid with a density of 1.00 g / cm3, with the addition of 0.1% surfactant of the ML-81B type in a volume of 63.3 m3 by backwashing with circulation through the gutter system. We raised the technological layout from a depth of 1740 meters. Conducted a determination of the liquid level from the mouth, which amounted to 80 meters. A geophysical lift was installed at a distance of 30 meters from the wellhead. The well was treated using gas-generating charges according to a special work plan. The assembly was mounted and lowered: tubing, pump UETsN 5-125-1550 with gas separator and tread protection, check valve SHOCK 2.5", mounting pipe 0.5 m long, sludge trap, drain valve. Рн/к=4.0/3.8 MPa for 15 minutes Pressure testing showed tightness of GNO Assembled wellhead fittings Put the well into operation The well flow rate was 147 tons/day, which is more by 11% from the value before the impact.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781721C1 true RU2781721C1 (en) | 2022-10-17 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2233377C1 (en) * | 2002-11-27 | 2004-07-27 | Орлов Григорий Алексеевич | Method of treating oil bottomhole formation zone |
| RU2359113C1 (en) * | 2007-11-23 | 2009-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of layer bottomhole |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
| CN105804714A (en) * | 2016-04-01 | 2016-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
| RU2633883C1 (en) * | 2016-06-27 | 2017-10-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ПерфоТерм" | Perforation and bottomhole treatment method and device for its implementation |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2233377C1 (en) * | 2002-11-27 | 2004-07-27 | Орлов Григорий Алексеевич | Method of treating oil bottomhole formation zone |
| RU2359113C1 (en) * | 2007-11-23 | 2009-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Treatment method of layer bottomhole |
| RU2580339C1 (en) * | 2014-12-09 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method for development massive type high-viscous oil deposit |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
| CN105804714A (en) * | 2016-04-01 | 2016-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology |
| RU2633883C1 (en) * | 2016-06-27 | 2017-10-19 | Общество с ограниченной ответственностью "ПерфоТерм" | Perforation and bottomhole treatment method and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663844C2 (en) | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells | |
| Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2600249C1 (en) | Method and device of impact on oil-saturated formations and bottomhole zone of horizontal well | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| Zaripova et al. | Restoration of intake capacity of injection well by vibrations | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| RU2359113C1 (en) | Treatment method of layer bottomhole | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2657052C1 (en) | Method of testing and conversion of fluid-saturated fracture reservoir bed (variants) | |
| RU2775120C1 (en) | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water | |
| RU2515776C1 (en) | Method for effective development of gas deposits in low-permeable rocks | |
| RU2782640C1 (en) | Method for developing a shallow deposit and individual lenses of an oil field |