RU2810380C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810380C1 RU2810380C1 RU2023103153A RU2023103153A RU2810380C1 RU 2810380 C1 RU2810380 C1 RU 2810380C1 RU 2023103153 A RU2023103153 A RU 2023103153A RU 2023103153 A RU2023103153 A RU 2023103153A RU 2810380 C1 RU2810380 C1 RU 2810380C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- hydrochloric acid
- concentration
- formation
- zone
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 18
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 7
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical compound OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами. Определяют по лабораторным исследованиям минералогический и фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства скважины. Определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины. Рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах. Определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты. По результатам лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции. По таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами. Промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью. Последовательно проводят закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации, буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты и растворителя, растворителя, при необходимости буферной технологической жидкости, ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации, глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5. Осуществляют продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества и технологическую выдержку не менее 1 часа. Продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии и запускают скважину в работу. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для обработки призабойной зоны пластов с низкой проницаемостью, также пластов, осложненных глубокой, плотной кольматацией внесенными в них частицами и отложениями.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку кислоты через скважину в зоне продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине (Инструкция по освоению скважин методом создания управляемых циклических депрессий на пласт с использованием струйных насосов: РД 39-2-1306-86. Министерство нефтяной промышленности, 1985 г.; Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов», Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г. ).
Недостатками данного способа являются его низкая эффективность в условиях наличия в скважине асфальтенов и парафина, т.е., асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), а также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.
Известен способ обработки скважин карбонатного нефтяного пласта путем последовательной закачки смеси углеводородного растворителя и кислотных реагентов (Б.З. Сергеев и др. Использование растворителей перед проведением кислотных обработок скважин, «Нефтепромысловое дело», 1978 г., №8 с. 12-13).
Углеводородный растворитель фильтруется в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта, отмывает АСПО и, кроме того, снижает вязкость нефти. Обработка углеводородным растворителем обеспечивает в призабойной зоне создание повышенной углеводородонасыщенности и увеличивает фазовую проницаемость по нефти.
Недостатком данного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции путем депрессионного воздействия, а кислотный реагент содержит, масс. %: галоидоводородную кислоту 0,5-5,0, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную кислоту, или алкилбензосульфокислоту 8,0-85,0, ПАВ 0,2-5,0, комплексообразователь 0,1-1,0, воду остальное (патент RU 2467164, МПК Е21В 43/27, С09К 8/74, опубл. 20.11.2012, бюл. №32).
В способе дополнительно перед проведением обработки на образцах керна в лабораторных условиях проводят серию экспериментов, позволяющих выбрать оптимальный состав обрабатывающего средства с учетом минералогических особенностей пласта и насыщающих его пластовых флюидов. Эффективность кислотной стимуляции достигается за счет предотвращения образования асфальто-смолистых отложений, снижения коррозионной агрессивности состава, снижения скорости растворения горной породы, высокой поверхностной активности на границе с нефтью.
Недостатком известного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов, доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя, кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активное вещество или поверхностно-активные вещества, с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами (патент RU 2140531 С1, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999), который принят за прототип.
Недостатком известного способа является также возможность образования деформированных зон в пласте вследствие растворения вместе с цементом и обломочной части горной породы.
По результатам фильтрационных экспериментов по воздействию на модели пласта различными глинокислотными составами в условиях кольматации механическими примесями установлено, что закачка композиций ГКК-2 ОПИ и ГК МЛ с высоким содержанием плавиковой кислоты (5-10%) приводят к дезинтеграции породы и уносу механических примесей при дальнейшей фильтрации вод после обработки на выходную из кернодержателя линию с последующей закупоркой этой линии и, остановке фильтрации через систему на последующих стадиях. Основной причиной подобного характера воздействия на породу является несовместимость рецептуры композиции с горной породой исследуемого объекта. Высокое содержание фтористого водорода приводит к интенсивному растворению горной породы и ее разрушению.
Технической задачей заявленного изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет применения оптимального объема и состава кислотных композиций и растворителей для условий скважин с терригенным коллектором, осложненных кольматацией АСПО и мелкодисперсными частицами.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта, включающем
определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов,
доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя и кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активного вещества (ПАВ), с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, согласно техническому решению,
выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами, состоящими из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,
определяют по ранее проведенным лабораторным исследованиям минералогический, фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,
определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины,
на основании разработанных шаблонов - таблиц рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах,
определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты,
по результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции,
по таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами,
промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью,
последовательно проводят
закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,
закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,
закачку в скважину растворителя,
закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,
закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,
закачку глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5,
продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества,
далее обеспечивают технологическую выдержку в течение не менее 1 часа,
затем продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии,
скважину запускают в работу.
Способ может быть реализован следующим образом.
Для обработки используют добывающую скважину со сниженной продуктивностью, или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией, в течение не менее 5 месяцев. В данной скважине определяют зону, где имеется повышенный скин-фактор, вызванный повреждением призабойной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей. Далее, по ранее проведенным лабораторным исследованиям определяют минералогический, фракционный состав пород, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) выбранной скважины.
Также определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде из скважин на участке выбранной скважины.
Для определения массы потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины, применяются разработанные шаблоны - таблицы. Шаблон-таблица №1 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению количества взвешенных частиц (КВЧ) подготовлен при использовании следующих объемов компонентов с заданными параметрами:
| - объём закачки ППД после последней ОПЗ, м3 | 10000 |
| - с КВЧ, г/л | 0,06 |
| - концентрация HCl, д.е. | 0,15 |
| - плотность HCl, кг/м3 | 1072,6 |
| - концентрация HF, д.е. | 0,028 |
| - плотность КС HCl+HF, кг/м3 | 1085 |
Шаблон-таблица №1 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению КВЧ
Шаблон-таблица №2 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению солеобразований разработан применительно к Ромашкинскому месторождению, Кыновский + Пашийский горизонты (объём прокаченной воды по каждой скважине после последней ОПЗ составляет более 1000 м3).
Шаблон - таблица №2 для расчета объемов химических реагентов при проведении ОПЗ по удалению солеобразований
Далее определяют процентное содержание глинистой фракции в породе коллекторах, и по полученным данным рассчитывают требуемый объем соляной кислоты.
По результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносятся данные в разработанный в Татнефти отечественный симулятор кислотной обработки и по специальной программе рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции.
С целью определения совместимости состава для обработки пласта используются результаты исследований воздействия применяемых в настоящее время химических реагентов на составляющие пласт породы, нефть и воду.
По результатам ранее проведенных лабораторных исследований было установлено, что кислотные композиции проявили признаки несовместимости с пластовыми флюидами и между собой. Для учёта результатов физико-химических исследований при составлении дизайнов была разработана таблица перекрестной совместимости реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны пластов на Ромашкинском месторождении ПАО «Татнефть».
Результаты исследований приведены ниже, в таблице 3.
| Таблица 3 - Таблица перекрестной совместимости химических реагентов | ||||||
| Наименование химических реагентов | HCL 15% | НГТ -9030 | ГКК-2 ОПИ | ГК +МЛ | Интат-1 | ТП -РПН |
| Интат-1 | Н | Н | Н | Н | П/С | П/С |
| ТП -РПН | Н | Н | Н | С | П/С | П/С |
| ЖГ | РН | РН | РН | РН | РН | РН |
| Нефть | Н | Н | Н | Н | С | С |
| Вода | С | Н | С | С | С | С |
Примечание: Результаты совместимости: Н - несовместимы, С - совместимы, РН-риски несовместимости, П/С-подобный состав, с аналогичными химическими свойствами.
Ниже приведено полное наименование химических реагентов в таблице 3:
ГКК-2 ОПИ - Глинокислотная композиция;
ГК МЛ - Глинокислотная композиция марки;
НГТ-9030 - Кислотная композиция;
АСПО «ИНТАТ-1 - Растворитель АСПО;
ТП-РПН 9 - Растворитель;
ЖГ - Жидкость глушения.
Исходя из результатов исследований скважины, в соответствии с данными таблицы 3, определяют оптимальную композицию химических реагентов перекрестной их совместимости, применяемых при обработке призабойной зоны для выбранной скважины конкретного месторождения. Далее, по таблице 3 перекрёстной совместимости реагентов определяют количество разделяющих (буферных) пачек между химическими реагентами.
Далее, последовательно проводят закачку в скважину следующих сред:
буферной технологической жидкости,
ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,
буферной технологической жидкости,
растворителя (например, растворитель-парафинов нефтяной(РПН)),
буферной технологической жидкости,
ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации.
Далее проводят закачку глинокислотной композиции (рецептура), содержащей об. %: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активное вещество 1,5.
Завершается процесс продавкой технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% ПАВ.
Осуществляется технологическая выдержка в течение не менее 1 часа, далее продукты реакции продавливаются вглубь пласта или извлекаются промывкой.
В качестве примера, в таблице 4 приведен пример дизайна при кольматации пласта АСПО и механическими примесями на глубину 0,5 м.
Таким образом, применение совместимых с флюидами скважины химических реагентов, а также использование результатов шаблонов для определения требуемого их объема существенно повышает эффективность обработки призабойной зоны скважины при одновременном снижении продолжительности обработки и объема закачиваемых реагентов.
| Таблица 4 - Дизайн при кольматации пласта АСПО и механическими примесями на глубину 0,5 м. | ||
| № | Этап работ | Объем |
| 1. | Нормализация забоя | |
| 2. | Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость) | 0,5 м 3 /м |
| 3. | Закачка ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации | 0,5 м 3 /м |
| 4. | Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость)* | 0,5 м 3 /м |
| 5. | Закачка растворителя | 1 м 3 /м |
| 6. | Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость)* | 0,5 м 3 |
| 7. | Закачка ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации | 1 м 3 /м |
| 8. | Закачка буферной жидкости (технологическая жидкость) ** | 0,5 м 3 |
| 9. | Закачка глинокислотного состава | 1 м 3 /м |
| 10. | Продавка жидкостью глушения/технической водой | V НКТ-ИП + 2 м 3 |
| 11. | Технологический отстой 1 час | - |
| *- не требуется, если растворитель совместим с солянокислотным составом **- не требуется, если солянокислотный состав совместим с глинокислотным составом |
||
Claims (22)
- Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий
- определение оптимальных химических реагентов и расчет необходимых для обработки объемов указанных реагентов,
- доставку в интервал продуктивного пласта и продавку в него химических реагентов - растворителя и кислотной композиции, содержащей соляную, фтористоводородную кислоты, поверхностно-активное вещество, с последующей технологической выдержкой, удалением из интервала продуктивного пласта скважинной жидкости с поступившими в нее из призабойной зоны пласта кольматирующими элементами, отличающийся тем, что
- выбирают добывающую скважину со сниженной продуктивностью скважины или нагнетательную скважину со сниженной фильтрацией в течение не менее 5 месяцев, определяют зону в выбранной скважине с повышенным скин-фактором, вызванным повреждением призабойной зоны кольматирующими элементами, состоящими из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,
- определяют по ранее проведенным лабораторным исследованиям минералогический и фракционный состав породы продуктивного пласта и фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,
- определяют состав неорганических солей в попутно-добываемой воде объектов разработки на участке выбранной скважины, определяют массу потенциального осадка, выпадающего в призабойной зоне скважины,
- на основании разработанных шаблонов - таблиц рассчитывают необходимые объемы реагентов для удаления солей и взвешенных частиц в скважинах,
- определяют процентное содержание глинистой фракции в породе продуктивного пласта, по полученным данным рассчитывают объем соляной кислоты,
- по результатам ранее проведенных лабораторных исследований вносят данные в симулятор и рассчитывают глубину проникновения кислотной композиции,
- по таблице перекрёстной совместимости химических реагентов, применяемых при обработке призабойной зоны выбранной скважины, определяют оптимальные химические реагенты и количество разделяющих пачек буферной технологической жидкости между химическими реагентами,
- промывают интервал обработки буферной технологической жидкостью,
- последовательно проводят
- закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,
- закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,
- закачку в скважину растворителя,
- закачку буферной технологической жидкости при несовместимости ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации и растворителя,
- закачку ингибированной соляной кислоты 15%-ной концентрации,
- закачку глинокислотной композиции, содержащей об.%: ингибированную соляную кислоту 12%-ной концентрации 96,5, плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2, поверхностно-активного вещества 1,5,
- продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества,
- далее обеспечивают технологическую выдержку не менее 1 часа,
- затем продукты реакции продавливают вглубь пласта или извлекают путем создания депрессии,
- скважину запускают в работу.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2810380C1 true RU2810380C1 (ru) | 2023-12-27 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2181832C2 (ru) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин |
| RU2467164C2 (ru) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| WO2015058164A1 (en) * | 2013-10-17 | 2015-04-23 | Signa Chemistry, Inc. | Use of alkali metal silicides in post-chops oilfield recovery operations |
| RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2750171C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2181832C2 (ru) * | 2000-04-10 | 2002-04-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Химреагентный способ обработки призабойной зоны скважин |
| RU2467164C2 (ru) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| WO2015058164A1 (en) * | 2013-10-17 | 2015-04-23 | Signa Chemistry, Inc. | Use of alkali metal silicides in post-chops oilfield recovery operations |
| RU2572401C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2750171C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20110220360A1 (en) | Application of alkaline fluids for post-flush or post-treatment of a stimulated sandstone matrix | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| EA006086B1 (ru) | Способ заканчивания нагнетательных скважин | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2467164C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2642738C1 (ru) | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах | |
| RU2810380C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| US5099924A (en) | Conditioning of formation for sandstone acidizing | |
| RU2652047C1 (ru) | Сухокислотный состав для обработки призабойной зоны скважин и удаления солеотложений | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2388786C2 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2242605C1 (ru) | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2302522C1 (ru) | Способ обработки заглинизированных пластов | |
| RU2319726C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| 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 | |
| RU2724833C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с терригенным типом коллектора | |
| CN114854383B (zh) | 难溶垢分散解堵体系及其使用方法 | |
| RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
| RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
| RU2156353C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины | |
| RU2776820C1 (ru) | Химический реагент для обработки призабойной зоны пласта нефтяных скважин |