RU2819869C1 - Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины - Google Patents
Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819869C1 RU2819869C1 RU2023124139A RU2023124139A RU2819869C1 RU 2819869 C1 RU2819869 C1 RU 2819869C1 RU 2023124139 A RU2023124139 A RU 2023124139A RU 2023124139 A RU2023124139 A RU 2023124139A RU 2819869 C1 RU2819869 C1 RU 2819869C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- well
- acid composition
- zone
- injection
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 34
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 14
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims abstract description 5
- 241001311416 Palarini Species 0.000 claims abstract description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- -1 iron ion Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- QBKSWRVVCFFDOT-UHFFFAOYSA-N gossypol Chemical class CC(C)C1=C(O)C(O)=C(C=O)C2=C(O)C(C=3C(O)=C4C(C=O)=C(O)C(O)=C(C4=CC=3C)C(C)C)=C(C)C=C21 QBKSWRVVCFFDOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- QHOPXUFELLHKAS-UHFFFAOYSA-N Thespesin Natural products CC(C)c1c(O)c(O)c2C(O)Oc3c(c(C)cc1c23)-c1c2OC(O)c3c(O)c(O)c(C(C)C)c(cc1C)c23 QHOPXUFELLHKAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 229930000755 gossypol Natural products 0.000 description 1
- 229950005277 gossypol Drugs 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение продуктивности и приемистости нефтедобывающей и нагнетательной скважины. В способе обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной гибких насосно-компрессорных труб, определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев, по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей. Определяют наиболее эффективный кислотный состав: для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2, для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3. Вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна. В симуляторе проводят не менее 15 сценариев расчета кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора. Из рассчитанных сценариев выбирают тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора. На основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава приступают к кислотной обработке скважины. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны нефтедобывающей нагнетательной скважины для повышения, соответственно, ее продуктивности и приемистости.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации (см. патент РФ №2203409, МПК Е21 В43/22, Е21 В37/06, опуб. 27.04.2003, бюл. №12).
Недостатками известного способа являются вероятность возникновения рисков подачи избыточного количества кислотного состава, что способствует интенсивному растворению вместе с цементом, и обломочной части горной породы, это приводит к образованию небольших деформированных зон и препятствует образованию магистральных каналов.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины с продуктивным пластом с проницаемостью менее 0,01 мкм2, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м3/сут⋅атм, при этом непосредственно перед обработкой устанавливают режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, устанавливают депрессию на пласт более и равной 5,5 МПа, включающий спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки с закачкой в скважину и на забой легкой нефти, продвижение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины, закачку нефти до полной замены жидкости глушения на нефть, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, закрытие скважины. Далее закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы, спуск низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачку раствора соляной кислоты, продолжение спуска и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м3 на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб на середину скважины и проведение технологической выдержки в течение 2-3 ч, постепенное опускание гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачку нефти с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство, промывку скважины нефтью, извлечение из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закрытие межтрубного пространства, проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу (см. патент РФ № 2441979, МПК Е21В 43/27, опуб. 10.02.2012, бюл. № 4).
Недостатками известного способа являются ограничение его применения только для карбонатных коллекторов с проницаемостью менее 0,01 мкм², выбор перед обработкой узкого диапазона режима работы скважины, ограниченный объем кислотного состава для эффективной кислотной обработки.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий предварительный отбор керна, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, ингибированной соляной кислоты, и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава (см. патент РФ № 2750776, Е21В 43/27, Е21В 33/138, С09К 8/74, опуб. 02.07.2021, бюл. № 19), который принят за прототип.
Недостатками известного способа являются возможность реализации способа только в карбонатных коллекторах, по результатам гидродинамических исследований не определяется значение скин-фактора.
Задачей предлагаемого способа является повышение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин путем применения оптимальных объемов кислотных композиций для условий скважин, у которых имеется зона с повышенным скин-фактором, образовавшаяся в результате кольматации АСПО, мелкодисперсных частиц, нерастворимых в воде солей, осадков, препятствующих фильтрации скважинной жидкости. Обеспечивается преодоление зоны с повышенным скин-фактором и подключение прискважиной зоны в фильтрационный процесс для данного продуктивного коллектора.
Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, оборудованной гибкой колонной насосно-компрессорных труб, включающем предварительный отбор керна объекта разработки, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, кислотного состава, содержащего соляную кислоту, согласно техническому решению, определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев, по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей, определяют наиболее эффективный кислотный состав: для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2, для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3, вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине, и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна, в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора - не менее 15 сценариев расчета при изменении расхода кислоты для терригенных коллекторов от 0,01 м3/мин до 0,5 м3/мин, для карбонатных коллекторов - от 0,03 м3/мин до 1,0 м3/мин,
из рассчитанных сценариев выбирается тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора,
на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава, приступают к кислотной обработке скважины:
промывают интервал перфорации технологической жидкостью,
для очистки интервала перфорации от углеводородов проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м3,
по терригенному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 4 до 18 м3 для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
по карбонатному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 7 до 18 м3 для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
проводят продавку технологической жидкости, содержащей 0,1-0,2 об.% ПАВ МЛ-81Б, в объеме от 1 м3 до 5 м3,
далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 ч,
затем продукты реакции в нагнетательной скважине продавливают вглубь пласта, а в добывающей скважине извлекают наружу,
скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.
Сущность изобретения поясняется графическим материалом.
На фиг. 1 представлен выбор оптимальной скорости закачки кислотного состава в зависимости от скин-фактора для терригенного коллектора. На фиг. 2 представлен выбор оптимальной скорости закачки кислотного состава в зависимости от скин-фактора для карбонатного коллектора.
Способ реализуется следующим образом.
Перед обработкой призабойной зоны определяют скважину, на которой происходит снижение продуктивности добывающей скважины или приемистости нагнетательной скважины в течение 6 месяцев. Способ включает также закачивание в скважину оптимального объема кислотного состава с оптимальной скоростью закачки. Далее продавливают кислотный состав технологической жидкостью. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу.
Способ включает следующие этапы работ:
по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,
по ранее проведенным керновым и фильтрационным исследованиям на аналогичных скважинах по данному месторождению определяют минералогический, фракционный состав пород, фильтрационно-емкостные свойства выбранной скважины,
определяют наиболее эффективный кислотный состав для применения,
на терригенных продуктивных коллекторах, у которого в составе ингибированная соляная кислота 12%-ной концентрации, плавиковая кислота 40%-ной концентрации, поверхностно-активные вещества, составляющих соответственно в %: 95-96,5; 2-3 и 1,5-2, от общего объема,
на карбонатных продуктивных коллекторах, у которого в составе ингибированная соляная кислота 15%-ной концентрации, поверхностно-активные вещества, стабилизатор ионов железа, составляющих соответственно в %: 94-95, 2-3, 2-3,от общего объема.
вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) (программный комплекс симулятор по ОПЗ и кислотному гидравлическому разрыву пласта (ГРП) ПАО «Татнефть» (свидетельство №2022617300, № 2022617345, №2022661104)) данные по скважине, и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна,
в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава, значения скин-фактора (Фиг.1, Фиг.2),
по результатам моделирования создается несколько сценариев, (например, расчет проводят по 15 сценариям при диапазоне расхода от 0,01 м3/мин до 0,5 м3/мин) по воздействию на призабойную зону скважины терригенного коллектора (Фиг.1), расчет проводят по 15 сценариям при диапазоне расхода от 0,03 м3/мин до 1,0 м3/мин) по воздействию на призабойную зону скважины карбонатного коллетора,
из рассчитанных сценариев выбирается такой сценарий, у которого оптимальная скорость закачки кислотного состава и наименьшее значение скин-фактора (например, выбранный диапазон 0,01 м3/мин до 0,5 м3/мин при значении скин-фактора минус 0,1, для теригенного коллектора, выбранный диапазон 0,03 м3/мин до 1,0 м3/мин для карбонатного коллектора,
на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора ОПЗ с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава, приступают к кислотной обработки скважины,
промывают интервал перфорации технологической жидкостью,
для очистки интервала перфорации от углеводородов, проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м3,
по терригенному коллектору проводят закачку кислотного состава в объеме, рассчитанному по симулятору от 4 до 18 м3 для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по длине по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
по карбонатному коллектору проводят закачку кислотного состава в объеме, рассчитанному по симулятору от 7 до 18 м3 для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по длине по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
проводят продавку технологической жидкости с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активных веществ МЛ-81Б в объеме от 1 м3 до 5 м3,
далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 часа,
затем продукты реакции в нагнетательных скважинах продавливают вглубь пласта, а в добывающих скважинах извлекают наружу, например, свабированием,
скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.
Claims (18)
- Способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной колонной гибких насосно-компрессорных труб, включающий предварительный отбор керна объекта разработки, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя и модифицирующих добавок, далее проектирование дизайна кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществление кислотной обработки призабойной зоны пласта путем закачки в скважину растворителя, кислотного состава, содержащего соляную кислоту, отличающийся тем, что
- определяют скважину - добывающую, на которой происходит снижение продуктивности в течение 6 месяцев, или нагнетательную, на которой происходит снижение приемистости в течение 6 месяцев,
- по результатам гидродинамических исследований определяют значение скин-фактора, характеризующего повреждение прискважинной зоны группой комплексных кольматантов, состоящих из механических примесей, нефтепродуктов, осадков солей,
- определяют наиболее эффективный кислотный состав:
- для применения на терригенных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 12%-ной концентрации 95-96,5; плавиковую кислоту 40%-ной концентрации 2-3; поверхностно-активные вещества ПАВ 1,5-2,
- для применения на карбонатных продуктивных коллекторах - кислотный состав, содержащий, об.%: соляную кислоту 15%-ной концентрации 94-95; ПАВ 2-3; стабилизатор ионов железа 2-3,
- вносят в симулятор для проведения обработки призабойной зоны данные по скважине и данные по результатам ранее проведенных лабораторных исследований по аналогичным скважинам - значения константы скорости реакции, константы модели Гонга и Паларини, минимальный поровый объем до прорыва кислоты в образцах керна,
- в симуляторе проводят расчеты кислотного воздействия, получают модель с различными сценариями скорости закачки кислотного состава и значения скин-фактора - не менее 15 сценариев расчета при изменении расхода кислоты для терригенных коллекторов от 0,01 до 0,5 м3/мин, для карбонатных коллекторов - от 0,03 до 1,0 м3/мин,
- из рассчитанных сценариев выбирают тот сценарий, при котором диапазон скорости закачки кислотного состава соответствует минимальному значению скин-фактора,
- на основании созданного дизайна кислотной обработки скважины по результатам выгрузки из симулятора обработки призабойной зоны с полученными значениями скорости закачки, объема, давления закачки кислотного состава приступают к кислотной обработке скважины:
- промывают интервал перфорации технологической жидкостью,
- для очистки интервала перфорации от углеводородов проводят закачку растворителя в объеме не менее 1 м3,
- по терригенному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 4 до 18 м3, для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
- по карбонатному коллектору проводят закачку определенного ранее кислотного состава в объеме, рассчитанном по симулятору от 7 до 18 м3, для преодоления как минимум двумя магистральными каналами зоны с повышенным скин-фактором на 35% по горизонтальному направлению и не более 5% по вертикальному направлению,
- проводят продавку технологической жидкости, содержащей 0,1-0,2 об.% ПАВ МЛ-81Б, в объеме от 1 до 5 м3,
- далее обеспечивают технологическую выдержку продолжительностью не менее 1 ч,
- затем продукты реакции в нагнетательной скважине продавливают вглубь пласта, а в добывающей скважине извлекают наружу,
- скважину запускают в работу с расчетными данными по модели кислотной обработки.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819869C1 true RU2819869C1 (ru) | 2024-05-28 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6668922B2 (en) * | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| RU2441979C1 (ru) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины |
| RU2513586C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2547850C2 (ru) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах |
| 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 |
| RU2750776C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
| RU2790639C1 (ru) * | 2022-02-22 | 2023-02-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки эффективности кислотной обработки карбонатных пластов |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6668922B2 (en) * | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| RU2441979C1 (ru) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины |
| RU2513586C1 (ru) * | 2013-04-23 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2547850C2 (ru) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах |
| 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 |
| RU2750776C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах |
| RU2790639C1 (ru) * | 2022-02-22 | 2023-02-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки эффективности кислотной обработки карбонатных пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10196888B2 (en) | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| Jackson et al. | Surfactant stimulation results in captain field to improve polymer injectivity for EOR | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2819869C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей и нагнетательной скважины | |
| RU2012114259A (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| CN105814166A (zh) | 用于处理地下地层的组合物和方法 | |
| US3208522A (en) | Method of treating subterranean formations | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2579095C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2304704C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором | |
| CN108625838B (zh) | 地层压裂方法 | |
| CN114991738A (zh) | 一种砂岩储层复合改造方法 | |
| RU2185502C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией | |
| Wilson | Chemical Stimulation at a Heavy-Oil Field: Key Considerations, Work Flow, and Results | |
| RU2551571C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2183260C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии ее эксплуатации | |
| CN110792436B (zh) | 碳酸盐岩储层类型的确定方法及装置 | |
| RU2603869C1 (ru) | Способ проведения гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине |