RU2813270C1 - Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation - Google Patents
Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2813270C1 RU2813270C1 RU2023104322A RU2023104322A RU2813270C1 RU 2813270 C1 RU2813270 C1 RU 2813270C1 RU 2023104322 A RU2023104322 A RU 2023104322A RU 2023104322 A RU2023104322 A RU 2023104322A RU 2813270 C1 RU2813270 C1 RU 2813270C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- proppant
- well
- oil
- pumped
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 34
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 229910000366 copper(II) sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 7
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- -1 hydrocarbon hydrocarbon Chemical class 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивного пласта, и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны, увеличения дебита скважины и повышения нефтеотдачи продуктивного пласта при добыче нефти и газа.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of influencing the bottom-hole and remote zones of a productive formation, and can be used to increase the permeability of the bottom-hole zone, increase well production and increase oil recovery from a productive formation during oil and gas production.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта с использованием технологий термокислотной и термогазохимической обработки призабойной зоны пласта. Основа существующих технологий - использование тепловой энергии, которая образуется при взаимодействии водных растворов соляной кислоты с металлическим магнием (И.Т. Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г.» УДК 622.276.5, стр. 253-256).There is a known method for treating the bottomhole zone of a formation using technologies of thermal acid and thermogas-chemical treatment of the bottomhole zone of a formation. The basis of existing technologies is the use of thermal energy, which is formed by the interaction of aqueous solutions of hydrochloric acid with metallic magnesium (I.T. Mishchenko. Borehole oil production. “Oil and Gas. 2007” UDC 622.276.5, pp. 253-256) .
Эта реакция протекает с выделением тепловой энергии, которая нагревает раствор кислоты и пласт, расплавляет парафиновые и смолистые отложения. Оставшийся кислотный раствор после взаимодействия с магнием растворяет очищенную от отложений породу, увеличивая размеры каналов и трещин, по которым продукция поступает в скважину.This reaction occurs with the release of thermal energy, which heats the acid solution and the formation, melting paraffin and tar deposits. The remaining acid solution after interacting with magnesium dissolves the rock cleared of sediments, increasing the size of the channels and cracks through which products enter the well.
Этот способ имеет ряд существенных недостатков. Прежде всего недостаточная температура для отмывания парафино-смолистых отложений, снижение активности кислотного раствора, необходимой для увеличения каналов и трещин в породе. Процесс снижения концентрации кислоты, а следовательно, и эффективность ее работы зависит от температуры пласта, первоначальной концентрации кислотного раствора, производительности насосных агрегатов, закачивающих кислотный раствор в пласт.This method has a number of significant disadvantages. First of all, there is insufficient temperature to wash away paraffin-resinous deposits, a decrease in the activity of the acid solution necessary to enlarge channels and cracks in the rock. The process of reducing the acid concentration, and therefore the efficiency of its operation, depends on the temperature of the formation, the initial concentration of the acid solution, and the performance of pumping units pumping the acid solution into the formation.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в продуктивную зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты. При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. (А.с. 640023, МПК2 Е21В 43/24).There is a known method of thermochemical treatment of the bottomhole zone of a formation by pumping into the productive zone a suspension of granulated magnesium and ammonium nitrate in a hydrocarbon-based liquid, followed by pumping a solution of hydrochloric acid into the formation. In this case, hydrochloric acid, interacting with magnesium, increases the temperature of the acid and initiates the decomposition of ammonium nitrate. (A.C. 640023, IPC 2 E21B 43/24).
Недостатками данного способа при взаимодействии магния с соляной кислотой являются: снижение концентрации соляной кислоты в растворе при ее активном взаимодействии с магнием; разложение аммиачной селитры требует создания высокой температуры (200-250°С), следовательно, для повышения температура тратится большое количество кислоты. Кроме этого, гранулированный магний, помещенный в углеводородную основу (суспензия), в дополнении к окисной пленке создает углеводородную пленку и комплексный раствор аммиачной селитры и соляной кислоты слабо реагирует с гранулированным магнием и не образует высокотемпературную реакцию. Для создания активной высокотемпературной реакции в суспензию требуется вводить дополнительные реагенту, которые снимают проблемы окисной и углеводородной пленки.The disadvantages of this method in the interaction of magnesium with hydrochloric acid are: a decrease in the concentration of hydrochloric acid in the solution during its active interaction with magnesium; the decomposition of ammonium nitrate requires the creation of a high temperature (200-250°C), therefore, a large amount of acid is consumed to increase the temperature. In addition, granulated magnesium, placed in a hydrocarbon base (suspension), in addition to the oxide film, creates a hydrocarbon film and a complex solution of ammonium nitrate and hydrochloric acid reacts weakly with granulated magnesium and does not form a high-temperature reaction. To create an active high-temperature reaction, it is necessary to introduce additional reagents into the suspension, which eliminate the problems of oxide and hydrocarbon films.
Кроме этого недостатками данных способов являются высокая коррозионная агрессивность соляной кислоты и введенных реагентов по отношению к нефтепромысловому оборудованию и возможность взрывной реакции смеси углеводородных газов водорода и кислорода на последней стадии, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и самой эксплуатационной колонны в интервале обработки.In addition, the disadvantages of these methods are the high corrosiveness of hydrochloric acid and the introduced reagents in relation to oilfield equipment and the possibility of an explosive reaction of a mixture of hydrocarbon gases of hydrogen and oxygen at the last stage, which can adversely affect the condition of the cement ring and the production string itself in the treatment interval.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, где при гидроразрыве пласта (ГРП) в обрабатываемую зону закачивают смесь гранулированного магния и проппанта жидкостями на углеводородной или водной основе, а затем в обрабатываемую зону пласта закачивают горюче-окислительный состав (ГОС) с последующей закачкой кислотного раствора (патент РФ №2440490).There is a known method for treating the bottom-hole zone of a formation, where during hydraulic fracturing (fracturing), a mixture of granular magnesium and proppant with hydrocarbon- or water-based liquids is pumped into the treated zone, and then a fuel-oxidizing composition (GOS) is pumped into the treated zone of the formation, followed by injection of an acid solution ( RF patent No. 2440490).
Реакция окисления предложенной рецептуры ГОС является взрывобезопасной, а сам процесс разложения протекает достаточно медленно - от 30 секунд до 20 минут. Это позволяет исключить взрывное воздействие на скважину (на колонну и цементное кольцо) и, в то же время, образовавшиеся газы и пары воды создают в призабойной зоне, на удалении 5-10 метров от забоя скважины, давление 500-600 атмосфер, которое необходимо для образования вторичной сети трещин вокруг зоны протекания реакции окисления ГОС. Этот патент принят нами за прототип.The oxidation reaction of the proposed GOS formulation is explosion-proof, and the decomposition process itself proceeds quite slowly - from 30 seconds to 20 minutes. This makes it possible to eliminate the explosive impact on the well (on the column and cement ring) and, at the same time, the resulting gases and water vapor create in the bottomhole zone, at a distance of 5-10 meters from the well bottom, a pressure of 500-600 atmospheres, which is necessary for formation of a secondary network of cracks around the zone of the GOS oxidation reaction. We accepted this patent as a prototype.
Предложенная в выбранном прототипе технология последовательного воздействия - гидроразрыв пласта, закачка в образовавшуюся трещину смеси магния с проппантом и последующая закачка ГОС и кислотного состава ограничена призабойной зоной воздействия и не затрагивает удаленную, менее дренируемую и наиболее продуктивную зону нефтегазоносного пласта.The sequential impact technology proposed in the selected prototype - hydraulic fracturing, injection of a mixture of magnesium with proppant into the formed crack and subsequent injection of GOS and acid composition is limited to the bottomhole impact zone and does not affect the remote, less drainable and most productive zone of the oil and gas bearing formation.
Задачей изобретения является повышение эффективности существующих способов обработки призабойной и удаленной зон пласта, для повышения конечной нефтеотдачи продуктивного пласта и увеличения дебита нефтяных скважин, в том числе и высоковязких, парафино-смолистых нефтей.The objective of the invention is to increase the efficiency of existing methods for treating the bottomhole and remote zones of the formation, to increase the final oil recovery of the productive formation and increase the flow rate of oil wells, including high-viscosity, paraffin-resinous oils.
Указанная задача достигается тем, что в предлагаемом способе обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающем проведение гидроразрыва пласта и закачку в пласт песконесущей жидкости на водной или углеводородной основе с гранулированным магнием и пропантом, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, согласно изобретению, проводят гидроразрыв пласта, в образованную трещину закачивают песконесущую жидкость на водной или углеводородной основе - водный гель или обратную углеводородную микроэмульсию - с проппантом, содержащую в качестве гранулированного магния окатыши магния с размером зерен до 1 мм, и дополнительно при использовании водного геля - гранулированные аммиачную селитру и карбамид, при использовании обратной углеводородной микроэмульсии - гранулированную аммиачную селитру, чередуют с закачкой песконесущей жидкости только с проппантом во избежание высоких устьевых давлений на скважине, формируя термогазогенерирующие порции - термогазогенерирующие закладки в количестве 2-3 на удаленном от скважины конце трещины и на половине длины трещины, после завершения установки последней термогазогенерирующей закладки на удалении 5-10 метров от забоя скважины в трещину закачивают песконесущую жидкость только с проппантом, затем проводят технологическую выдержку 8-10 часов для смыкания трещины, после чего в скважину закачивают 12-15% водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции в ограниченном объеме породы, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.This task is achieved by the fact that in the proposed method for treating the bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation, including hydraulic fracturing and injection of a water- or hydrocarbon-based sand-bearing fluid with granulated magnesium and proppant into the formation, subsequent injection of an aqueous solution of hydrochloric acid, according to the invention, hydraulic fracturing is carried out formation, a sand-carrying liquid on an aqueous or hydrocarbon basis - an aqueous gel or an inverse hydrocarbon microemulsion - is pumped into the formed crack with a proppant containing magnesium pellets with a grain size of up to 1 mm as granulated magnesium, and additionally, when using an aqueous gel, granulated ammonium nitrate and urea , when using reverse hydrocarbon microemulsion - granular ammonium nitrate, alternate with injection of sand-carrying fluid only with proppant in order to avoid high wellhead pressures at the well, forming thermal gas-generating portions - thermal gas generating backfills in an amount of 2-3 at the end of the fracture remote from the well and at half the length of the fracture, After completing the installation of the last thermal gas-generating backfill at a distance of 5-10 meters from the bottom of the well, a sand-bearing fluid with only proppant is pumped into the crack, then a technological holding period of 8-10 hours is carried out to close the crack, after which a 12-15% aqueous solution of hydrochloric acid with the initiator is copper sulfate CuSO 4 or ferric chloride FrCl 3 , which triggers the process of thermogas-chemical reaction in a limited volume of rock, creating conditions for the formation of secondary fracturing, heating the reaction zone and removing paraffin-resinous deposits during subsequent well development.
И способе обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающем гидроразрыв пласта, размещение в пласте гранулированного магния и проппанта, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, согласно изобретению проводят гидроразрыв пласта, производят закладку порции проппанта с магнием в удаленную от скважины зону трещины, затем закачивают в пласт в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной трещины, термогазогенерирующий состав - водный раствор аммиачной селитры и карбамида или обратную эмульсию на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, после чего закачивают 12-15% водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции по всей длине трещины, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.And the method of treating the bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation, including hydraulic fracturing, placement of granular magnesium and proppant in the formation, subsequent injection of an aqueous solution of hydrochloric acid, according to the invention, hydraulic fracturing of the formation is carried out, a portion of proppant with magnesium is placed in a fracture zone remote from the well, then pumped into the formation in a volume sufficient to fill the entire volume of the opened and fixed crack, a thermal gas-generating composition - an aqueous solution of ammonium nitrate and urea or an inverse emulsion based on an aqueous solution of ammonium nitrate and oil, after which a 12-15% aqueous solution of hydrochloric acid with an initiator is pumped - copper sulfate CuSO 4 or ferric chloride FrCl 3 , which triggers the process of thermogas-chemical reaction along the entire length of the crack, creating conditions for the formation of secondary fracturing, heating the reaction zone and removing paraffin-resinous deposits during subsequent well development.
В нефтедобыче технология гидравлического разрыва пласта ГРП, в которой под большим давлением и при высоком расходе вязкоупругой жидкости (песконосителе) в продуктивный пласт закачивается песконесущая жидкость на водной или углеводородной основе с включением в нее расклинивающего агента (песок, проппант и прочие) который не позволяет образовавшейся при ГРП трещине сомкнуться. Размеры и длина трещины зависят от геологии региона, применяемых жидкостей разрыва, расклинивающего агента и мощности технического оборудования. Но создаваемая трещина не всегда может обеспечить ожидаемую продуктивность скважины, поскольку создает однонаправленную трещину, не затрагивая матрицу продуктивного пласта, в которой межпортовая связь не является доставочной высокой для обеспечения полного дренирования залегающих углеводородов - нефть, газ, ШФЛУ и не обеспечивает высокую продуктивность скважин.In oil production, hydraulic fracturing technology is hydraulic fracturing, in which, under high pressure and at a high flow rate of a viscoelastic fluid (sand carrier), a water- or hydrocarbon-based sand-bearing fluid is pumped into the productive formation with the inclusion of a proppant (sand, proppant, etc.) that prevents the formation During hydraulic fracturing, the fracture closes. The size and length of the fracture depend on the geology of the region, the fracturing fluids used, the proppant and the power of the technical equipment. But the created fracture cannot always provide the expected productivity of the well, since it creates a unidirectional fracture without affecting the matrix of the productive formation, in which the interport connection is not high enough to ensure complete drainage of the underlying hydrocarbons - oil, gas, natural gas liquids and does not ensure high well productivity.
Предлагается способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, при котором для создания вторичной трещиноватости по всей периферии трещины ГРП, определяют раскрытый объем трещины ГРП и формируют термогазогенерирующие порции – закладки - в количестве от 1 до 5 и более на удаленном участке, равномерно размещая их по всей длине трещины, и тем самым обеспечивают в ограниченном объеме породы термогазохимическое воздействие. Во избежание высоких устьевых давлений в скважине, последняя термогазохимическая закладка, при завершении ГРП, выполнена на удалении 5-10 м от забоя скважины и процесс заканчивают закачкой песконесущей жидкости только с проппантом. Проводят технологическую выдержку 8-10 часов для смыкания трещин, затем в скважину закачивают водный раствор 12-15% соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорное железо FrCl3 или другие, который запускает процесс термогазохичимической реакции, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрева зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.A method is proposed for treating the bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation, in which, in order to create secondary fracturing along the entire periphery of the hydraulic fracture, the open volume of the hydraulic fracture is determined and thermal gas-generating portions - backfills - are formed in an amount from 1 to 5 or more in the remote area, evenly placing them along the entire length of the crack, and thereby provide thermogas-chemical effects in a limited volume of rock. To avoid high wellhead pressures in the well, the last thermogas-chemical filling, upon completion of hydraulic fracturing, is performed at a distance of 5-10 m from the bottom of the well and the process is completed by pumping sand-carrying fluid only with proppant. A technological holding period of 8-10 hours is carried out to close the cracks, then an aqueous solution of 12-15% hydrochloric acid with an initiator is pumped into the well - copper sulfate CuSO 4 or ferric chloride FrCl 3 or others, which starts the process of thermogas-chemical reaction, creating conditions for the formation of secondary fracturing , heating the reaction zone and removing paraffin-resinous deposits during subsequent well completion.
В песконесущую жидкость - водный гель или углеводородные составы - подают сухие реагенты: окатыши реактивных металлов ОРМ - Mg, Zn, Al, Cu - аммиачная селитра и карбамид, при использовании песконесущей жидкости на водной основе. Карбамид исключают из состава при использовании песконесущей жидкости на углеводородной основе. При использовании сухих веществ в ГРП термогазохимическая реакции происходит в ограниченном объеме породы.Dry reagents are fed into the sand-carrying liquid - aqueous gel or hydrocarbon compositions: pellets of reactive metals ORM - Mg, Zn, Al, Cu - ammonium nitrate and urea, when using a water-based sand-carrying liquid. Urea is excluded from the composition when using a hydrocarbon-based sand-carrying fluid. When using dry substances in hydraulic fracturing, thermogas-chemical reactions occur in a limited volume of rock.
В предложенном варианте способа обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта получают разветвленную систему вторичных трещин, что создает условия для дренирования удаленных, малопроницаемых зон в продуктивной толще пласта.In the proposed version of the method for treating the bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation, a branched system of secondary cracks is obtained, which creates conditions for drainage of remote, low-permeability zones in the productive stratum.
Также в предложенном изобретении предлагается вариант способа обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, при котором производят закладку порции прппанта с магнием в удаленную зону трещины и закачивают в пласт термогенерирующий раствор в виде водного раствора аммиачной селитры, карбамида или без карбамида при использовании обратной эмульсии на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, затем закачивают водный раствор 12-15% соляной кислоты с инициатором, который запускает процесс термогазохичимической реакции по всей длине трещины, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины. В качестве инициатора так же используется сульфат меди CuSO4, или хлорное железо FrCl3.The proposed invention also proposes a variant of the method for treating the bottom-hole and remote zones of an oil and gas-bearing formation, in which a portion of the proppant with magnesium is placed in the remote zone of the crack and a thermogenerating solution is pumped into the formation in the form of an aqueous solution of ammonium nitrate, urea or without urea when using an inverse emulsion based on aqueous solution of ammonium nitrate and oil, then pump in an aqueous solution of 12-15% hydrochloric acid with an initiator, which starts the process of thermogas-chemical reaction along the entire length of the crack, creating conditions for the formation of secondary fracturing, heating the reaction zone and removing paraffin-resinous deposits during subsequent well development . Copper sulfate CuSO 4 or ferric chloride FrCl 3 is also used as an initiator.
При указанном варианте изобретения создается трещиноватость и прогрев породы по всей длине трещины ГРП, при котором перед активацией закладок кислотным раствором с инициатором, производят закачку водного раствора аммиачной селитры в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной проппантом трещины.With this variant of the invention, fracturing and heating of the rock are created along the entire length of the hydraulic fracturing fracture, in which, before activating the backfill with an acid solution with an initiator, an aqueous solution of ammonium nitrate is pumped in a volume sufficient to fill the entire volume of the crack opened and fixed with proppant.
В качестве песконесущих жидкостей могут применяться два вида жидкостей:Two types of liquids can be used as sand-carrying liquids:
- комплексные водные растворы, приготовленные по технологии жидкостей ГРП российских производителей.- complex aqueous solutions prepared using the technology of hydraulic fracturing fluids from Russian manufacturers.
- комплексная углеводородная эмульсия на основе водного раствора аммиачной селитры и других структурируемых и инициирующих добавок.- complex hydrocarbon emulsion based on an aqueous solution of ammonium nitrate and other structured and initiating additives.
Приготовление обратной углеводородной микроэмульсии производят при последовательном смешивании углеводородной фазы - нефть, дизельное топливо, ШФЛУ - с эмульгатором и введение в углеводородный УВ раствор водного раствора аммиачной селитры и других активирующих химических добавок. Дополнительные сухие и жидкие реагенты, магний, проппант, аммиачная селитра вводятся во время закачки песконесущей жидкости в пласт и позволяют запустить термогазохимическую реакцию в ограниченном объеме породы, создают условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при освоении скважины.The preparation of a reverse hydrocarbon microemulsion is carried out by sequentially mixing the hydrocarbon phase - oil, diesel fuel, natural gas liquids - with an emulsifier and introducing an aqueous solution of ammonium nitrate and other activating chemical additives into the hydrocarbon hydrocarbon solution. Additional dry and liquid reagents, magnesium, proppant, ammonium nitrate are introduced during the injection of sand-carrying fluid into the formation and allow starting a thermogas-chemical reaction in a limited volume of rock, creating conditions for the formation of secondary fracturing, heating the reaction zone and removing paraffin-resinous deposits during well development.
Основным инициирующим материалом для запуска термогазохимического разложения аммиачной селитры, карбамида и углеводородов является гранулированный магний и другие окатыши реактивных металлов с размером зерен до 1 мм.The main initiating material for starting the thermogas-chemical decomposition of ammonium nitrate, urea and hydrocarbons is granulated magnesium and other reactive metal pellets with a grain size of up to 1 mm.
Песконесущие жидкости на основе водных растворов или обратных углеводородных эмульсий готовят на приустьевой (кустовой) площадке месторождения с помощью комплексного оборудования приготовления и контроля закачки промысловых технологических жидкостей. Этот комплекс оборудования может готовить не только бинарные составы для термогазохимического воздействия, но и обратные микроэмульсии для работы с нагнетательным фондом скважин.Sand-carrying fluids based on aqueous solutions or reverse hydrocarbon emulsions are prepared at the wellhead (cluster) site of the field using complex equipment for the preparation and control of the injection of field process fluids. This set of equipment can prepare not only binary compositions for thermogas-chemical treatment, but also inverse microemulsions for working with injection well stock.
Вышеуказанные эффекты способствуют закачке большего количества проппанта и размещению его в системе трещин на интервале пласта техногенным путем увеличивая объем стимуляции по ширине коллектора, так и на интервале перемычек и продуктивных пропластков, расположенных на удалении от коллектора, что позволит снизить избыточное чистое давление, за счет создания системы трещин.The above effects contribute to the injection of a larger amount of proppant and its placement in the fracture system in the reservoir interval by technogenic means, increasing the volume of stimulation across the width of the reservoir, and in the interval of bridges and productive interlayers located at a distance from the reservoir, which will reduce excess net pressure by creating crack systems.
Примеры реализации предлагаемого изобретения.Examples of implementation of the proposed invention.
Проведены аналитическая работа и лабораторно-стендовые эксперименты в открытом объеме и в бронекамере с высокоатмосферным имитационным стендом.Analytical work and laboratory bench experiments were carried out in an open volume and in an armored chamber with a high-atmospheric simulation bench.
Для определения количества тепловыделения различных химических реагентов проведена аналитическая и лабораторно-стендовая работа для расчета и подбора оптимальных соотношениями химических реагентов и окатышей реактивных металлов ОРМ, подаваемых в песконесущую жидкость вместе с расклинивающим материалом - проппант или песок.To determine the amount of heat release of various chemical reagents, analytical and laboratory bench work was carried out to calculate and select the optimal ratios of chemical reagents and reactive metal pellets of ORM supplied to the sand-carrying fluid along with proppant material - proppant or sand.
Расчет тепловыделенияHeat dissipation calculation
Лабораторный эксперимент №2Laboratory experiment No. 2
Применяемые реагенты:Reagents used:
Ход эксперимента:Progress of the experiment:
В сухую навеску АС+К+ОРМ (Mg)+Нефть (15 г), вливается инициирующая добавкаAn initiating additive is poured into a dry sample of AC+K+ORM (Mg)+Oil (15 g)
- СКК+МК (21 мл). Реакция навески с инициирующей добавкой происходит моментально, время реагирования - 3 мин, средняя температура - 110°С.- SKK+MK (21 ml). The reaction of the sample with the initiating additive occurs instantly, the reaction time is 3 minutes, the average temperature is 110°C.
Стендовые эксперименты. Ход эксперимента 1:Bench experiments. Progress of experiment 1:
В начало стенда заложили 30 см пропанта, далее керн песчаник и карбонат, засыпали их перемешанным с проппантом ОРМ - Mg (100 г)+АС (150 г)+К (40 г). Закачали в стенд водный раствор аммиачной селитры - (ВРАЗ) 2 л и СКК+МК (1,5 л). После вливания СКК+МК сразу произошел мгновенный скачок давления (сработал клапан – 180 атм) и начался быстрый рост температуры - 312°С.At the beginning of the stand they laid 30 cm of proppant, then core sandstone and carbonate, filled them with ORM mixed with proppant - Mg (100 g) + AC (150 g) + K (40 g). An aqueous solution of ammonium nitrate - (VRAZ) 2 l and SKK + MK (1.5 l) was pumped into the stand. After the infusion of SKK+MK, an instantaneous pressure surge immediately occurred (the valve was activated - 180 atm) and a rapid increase in temperature began - 312°C.
Ход эксперимента 2:Progress of experiment 2:
Заложили в начало стенда 50 см пропанта, далее керн песчаник и карбонат и засыпали их перемешанным с пропантом (250 г), ОРМ Mg (100 г)+АС (200 г)+К (40 г)We laid 50 cm of proppant at the beginning of the stand, then core sandstone and carbonate and filled them with proppant mixed with proppant (250 g), ORM Mg (100 g) + AC (200 g) + K (40 g)
Последовательно закачали обратную эмульсию (1 л) и СКК 12%+МК (2 л).The reverse emulsion (1 l) and SCK 12% + MK (2 l) were sequentially pumped.
Выводы:Conclusions:
После двухэтапной прокачки составов ВРАЗ и СКК-Т с Инициатором (МК) был извлечен керн и проппант из стенда, определена реактивная способность остатков ГРМ Mg в спекшемся проппанте и прочность спекшегося проппанта вокруг керна:After a two-stage pumping of the VRAZ and SKK-T compositions with the Initiator (MK), the core and proppant were removed from the stand, the reactivity of the Mg timing belt residues in the sintered proppant and the strength of the sintered proppant around the core were determined:
- произошло спекание проппанта и образование прочного образца (куска) с хорошими проницаемостями по воде и воздуху;- sintering of the proppant occurred and the formation of a strong sample (piece) with good permeability to water and air;
- прореагированный (отработанный) магний, включенный в кусок извлеченного прочного образца (куска) проппанта, слабо реагирует на кислотно-солевой (СКК-Т) состав.- reacted (waste) magnesium, included in a piece of the extracted strong sample (piece) of proppant, reacts weakly to the acid-salt (SKK-T) composition.
- два одинаковых куска керна извлечены в виде одного аморфного, пластичного куска, легко разрушаемого при нажатии пальцами.- two identical pieces of core were extracted in the form of one amorphous, plastic piece, easily broken when pressed with fingers.
Исходя из проделанной аналитической и лабораторно-стендовой работы в открытом объеме, в бронекамере и высоко атмосферном имитационном стенде, определены оптимальные рабочие навески проппанта, гранулированного магния, аммиачной селитры, карбамида, углеводородов и инициирующих химических добавок, которые генерируют максимально возможное и достаточное давление и температуру в зоне реагирования и исключают взрывной характер воздействия работы.Based on the analytical and laboratory bench work done in an open volume, in an armored chamber and a highly atmospheric simulation bench, the optimal working portions of proppant, granulated magnesium, ammonium nitrate, urea, hydrocarbons and initiating chemical additives were determined, which generate the maximum possible and sufficient pressure and temperature in the response zone and eliminate the explosive nature of the impact of the work.
Для проведения промысловых работ по предлагаемому способу формируют 2-3 «закладки» в одну скважину, состоящих из 2-3 м2 песконесущего раствора с наполнителем. В 1 м2 песконесущей жидкости на пресной воде, замешивают и сшивают в блендере ГРП проппант - 300 кг, магний ОГМ - 150 кг, аммиачную селитру - 300 кг, карбамид - 50 кг.To carry out field operations using the proposed method, 2-3 “backfills” are formed in one well, consisting of 2-3 m 2 of sand-bearing solution with filler. In 1 m 2 of sand-carrying fluid in fresh water, 300 kg of proppant, magnesium OGM - 150 kg, ammonium nitrate - 300 kg, urea - 50 kg are mixed and cross-linked in a hydraulic fracturing blender.
Дополнительные материалы к заявке на способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пластаAdditional materials for the application for a method for treating the bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation
Перед проведением эксперимента на стенде, был проведен ряд лабораторных экспериментов на реакцию гранулированного Mg до 1 мм в растворе соляной кислоте различной концентрации и аммиачной селитры.Before conducting the experiment on the bench, a series of laboratory experiments were carried out on the reaction of granulated Mg up to 1 mm in a solution of hydrochloric acid of various concentrations and ammonium nitrate.
Лабораторный Опыт №1Laboratory Experience No. 1
В 150 мл приготовленного раствора АС+HCl(12%), ввели 10 г гранулированного Mg до 1 мм. Раствор запускается через 1 минуту, температура поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.In 150 ml of the prepared AC+HCl solution (12%), 10 g of granulated Mg up to 1 mm was introduced. The solution is started after 1 minute, the temperature rises to 90°C. It reacts for 10 minutes, after which the reaction stops and the temperature drops.
Лабораторный Опыт №2Laboratory Experiment No. 2
В 150 мл приготовленного раствора АС+HCl(13%), ввели 10 г гранулированного Mg до 1 мм. Раствор запускается через 30 секунд, температура поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.In 150 ml of the prepared AC+HCl solution (13%), 10 g of granulated Mg up to 1 mm was introduced. The solution is started after 30 seconds, the temperature rises to 90°C. It reacts for 10 minutes, after which the reaction stops and the temperature drops.
Лабораторный Опыт №3Laboratory Experiment No. 3
В 150 мл приготовленной обратной углеводородно-аммиачной эмульсии ввели 10 г гранулированного магния, запустили реакцию раствором 14% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается бурная реакция, температура мгновенно поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.10 g of granulated magnesium was added to 150 ml of the prepared reverse hydrocarbon-ammonia emulsion, and the reaction was started with a 100 ml solution of 14% hydrochloric acid. A violent reaction is observed, the temperature instantly rises to 90°C. It reacts for 10 minutes, after which the reaction stops and the temperature drops.
Лабораторный Опыт №4Laboratory Experiment No. 4
В 150 мл приготовленной обратной углеводородно-аммиачной эмульсии ввели 10 г. гранулированного магния, запустили реакцию раствором 15% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается бурная реакция, температура мгновенно поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.10 g of granulated magnesium was added to 150 ml of the prepared reverse hydrocarbon-ammonia emulsion, and the reaction was started with a 100 ml solution of 15% hydrochloric acid. A violent reaction is observed, the temperature instantly rises to 90°C. It reacts for 10 minutes, after which the reaction stops and the temperature drops.
Лабораторный Опыт №5Laboratory Experiment No. 5
В 150 мл приготовленного водного геля ввели 10 г вторичного (гранулированного) магния до 1 мм, запустили реакцию раствором 15% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается мгновенный рост температуры, поднимается до 110 °С. Реагирует 20 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.10 g of secondary (granulated) magnesium to 1 mm was introduced into 150 ml of the prepared aqueous gel, and the reaction was started with a 100 ml solution of 15% hydrochloric acid. An immediate increase in temperature is observed, rising to 110 °C. It reacts for 20 minutes, after which the reaction stops and the temperature drops.
Лабораторный эксперимент №4 Laboratory experiment No. 4
Применяемые реагенты:Reagents used:
Ход эксперимента:Progress of the experiment:
В сухую навеску АС+Карбамид+МГ+Нефть (15 г), вливается инициирующая добавка - СКК 15% HCl+МК (21 мл). Реакция навески с инициирующей добавкой происходит моментально, время реагирования - 3 мин, средняя температура - 110°С.An initiating additive - SCK 15% HCl + MK (21 ml) is poured into a dry sample of AC + Urea + MG + Oil (15 g). The reaction of the sample with the initiating additive occurs instantly, the reaction time is 3 minutes, the average temperature is 110°C.
Стендовый ЭкспериментBench Experiment
Эксперимента №1:Experiment No. 1:
В начало стенда заложили 30 см проппанта, далее керн песчаник и карбонат, засыпали их перемешанным с проппантом ОРМ - Mg до 1 мм (100 г)+АС (150 г)+К (40 г). Закачали в стенд водный раствор аммиачной селитры - (ВРАЗ) 2 л и СКК 15% HCl+МК (1,5 л). После вливания СКК+МК сразу произошел мгновенный скачок давления (сработал клапан – 180 атм) и начался быстрый рост температуры - 312°С.At the beginning of the stand they laid 30 cm of proppant, then core sandstone and carbonate, filled them with ORM mixed with proppant - Mg up to 1 mm (100 g) + AC (150 g) + K (40 g). An aqueous solution of ammonium nitrate - (VRAZ) 2 l and SCC 15% HCl + MK (1.5 l) were pumped into the stand. After the infusion of SKK+MK, an instantaneous pressure surge immediately occurred (the valve was activated - 180 atm) and a rapid increase in temperature began - 312°C.
Эксперимент №2Experiment No. 2
Первоначально в кернодержатель, в 20 см от места закачки растворов засыпали 300 г гранулированного Mg до 1 мм и далее полностью наполнили стенд инертным наполнителем - проппантом. Закрыли стенд и начали прокачку 1 л 65% раствора аммиачной селитры и продавили его 200 мл буфера технической воды. Далее закачали 1,3 л 14% соляной кислоты и закрыли линию запорными кранами до и после модели. Система полностью закрыта с обеих сторон. В таблице 1 приведены параметры проведения эксперимента Initially, 300 g of granulated Mg up to 1 mm was poured into the core holder, 20 cm from the solution injection site, and then the stand was completely filled with an inert filler - proppant. We closed the stand and started pumping 1 liter of 65% ammonium nitrate solution and pressed it with 200 ml of process water buffer. Next, 1.3 liters of 14% hydrochloric acid was pumped in and the line was closed with shut-off valves before and after the model. The system is completely closed on both sides. Table 1 shows the parameters of the experiment
После прокачки 1,3 л 14% HCl давление постепенно в течение 7-10 минут поднималось до 10-11 атм и температура с 30,0 до 125°С. Далее скачкообразно в течение 2-3 минут произошел мгновенный рост давления на входе в кернодержатель с 10 до 60 атм, и температуры на середине кернодержателя со 130 до 446°С. Максимальные значение абсолютной температуры достигало 480-490°С. В это время давление возросло до 105 атм и через 10 минут упало до 80 атм, что было связано со сбросом предохранительного клапана, в целях безопасности на 210 атм.After pumping 1.3 liters of 14% HCl, the pressure gradually rose to 10-11 atm over 7-10 minutes and the temperature from 30.0 to 125°C. Then, abruptly within 2-3 minutes, there was an instant increase in the pressure at the inlet to the core holder from 10 to 60 atm, and the temperature in the middle of the core holder from 130 to 446°C. The maximum absolute temperature reached 480-490°C. At this time, the pressure increased to 105 atm and after 10 minutes dropped to 80 atm, which was associated with the safety valve being reset to 210 atm for safety reasons.
Под воздействием соляной кислоты на гранулированный Mg происходит выделение водорода с повышением температур до 90-100°С и давления до небольших показателей.Under the influence of hydrochloric acid on granulated Mg, hydrogen is released with an increase in temperature to 90-100°C and pressure to low levels.
Температурный эффект, получаемый при втором этапе реакции водорода и нитрата аммония значительно выше, и может достигать температуры до 250°С, при которой может наступить третий этап прямого разложения нитрата аммония и дополнительный нагрев призабойной зоны до температуры 500-600°С. В этом случае обеспечивается полное разложение магния, аммиачной селитры и максимальный прогрев породы в призабойной зоне.The temperature effect obtained during the second stage of the reaction of hydrogen and ammonium nitrate is much higher, and can reach temperatures up to 250°C, at which the third stage of direct decomposition of ammonium nitrate and additional heating of the bottomhole zone to a temperature of 500-600°C can occur. In this case, complete decomposition of magnesium and ammonium nitrate and maximum heating of the rock in the bottomhole zone are ensured.
Продуктами реакции являются бессолевые продукты, газы (N2 и СО2) и вода, что позволяет избежать кольматации межпорового пространство коллектора и не снижает его фильтрационно-емкостные свойства.The reaction products are salt-free products, gases (N 2 and CO 2 ) and water, which avoids clogging of the interstitial space of the reservoir and does not reduce its filtration and capacitance properties.
Кроме этого при достижении давления в зоне разложения аммиачной селитры выше горного, происходят локальные ГРП и последующее образование сети вторичной трещиноватости в продуктивном пласте.In addition, when the pressure in the decomposition zone of ammonium nitrate reaches higher than that of rock, local hydraulic fracturing occurs and the subsequent formation of a network of secondary fracturing in the productive formation.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2813270C1 true RU2813270C1 (en) | 2024-02-08 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (en) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Method of heat and chemical treatment of hole bottom area |
| SU1657628A1 (en) * | 1988-07-29 | 1991-06-23 | Ф.А.Каменщиков, Г.И.Сабиров. Е.И.Богомольный и Г.С.Садчиков | Method of thermal and chemical treatment of seam face |
| RU2186206C2 (en) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Method of formation treatment |
| RU2440490C2 (en) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Development method of bottom-hole formation zone |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| RU2527437C2 (en) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Method of thermochemical fracturing |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2766283C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil formation treatment method |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (en) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Method of heat and chemical treatment of hole bottom area |
| SU1657628A1 (en) * | 1988-07-29 | 1991-06-23 | Ф.А.Каменщиков, Г.И.Сабиров. Е.И.Богомольный и Г.С.Садчиков | Method of thermal and chemical treatment of seam face |
| RU2186206C2 (en) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Method of formation treatment |
| RU2440490C2 (en) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Development method of bottom-hole formation zone |
| RU2462590C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for improvement of hydrodynamic connection of well with productive formation |
| RU2527437C2 (en) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Method of thermochemical fracturing |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2766283C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil formation treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production | |
| RU2525386C2 (en) | Thermal gas chemical composition and its application for well bottom and remote zones of productive stratum | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
| US20190003294A1 (en) | Phase-change hydraulic fracturing process | |
| Altunina et al. | Physicochemical methods for enhancing oil recovery from oil fields | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| CZ2015614A3 (en) | A method of extracting hydrocarbons, including very heavy ones, using chemical reactions generating heat and gases in quantities enabling rock splitting | |
| WO2016182553A1 (en) | Activator for breaking system in high-temperature fracturing fluids | |
| WO2018160156A1 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| US3645336A (en) | Method for plugging highly permeable zones | |
| Qi et al. | Permeability damage and hydrate dissociation barrier caused by invaded fracturing fluid during hydrate reservoir stimulation | |
| Folomeev et al. | Acidizing combined with heat generating system in low-temperature dolomitized wax damaged carbonates | |
| RU2813270C1 (en) | Method for treating bottomhole and remote zones of oil and gas bearing formation | |
| Dieva et al. | Hydrodynamic analysis of the efficiency of thermochemical methods at deposits with complicated development conditions | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| Chang | Acid fracturing stimulation | |
| RU2546694C1 (en) | Method to stimulate oil production process | |
| RU2776539C1 (en) | Method for thermochemical treatment of oil reservoir with hard to recover reserves | |
| WO2020226714A1 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| CN105156082A (en) | Method and combined solution for increasing productivity of low-porosity, low-permeability and low-pressure reservoir oil well |