RU2312210C1 - Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir - Google Patents
Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2312210C1 RU2312210C1 RU2006141510/03A RU2006141510A RU2312210C1 RU 2312210 C1 RU2312210 C1 RU 2312210C1 RU 2006141510/03 A RU2006141510/03 A RU 2006141510/03A RU 2006141510 A RU2006141510 A RU 2006141510A RU 2312210 C1 RU2312210 C1 RU 2312210C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- solution
- mode
- hydrochloric acid
- minutes
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны скважины, вскрывшей пласт с карбонатным коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the acid treatment of the bottom-hole zone of a well that has uncovered a reservoir with a carbonate reservoir.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в пласт раствора кислоты (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., "Недра", 1974, с.420-432).A known method of processing the bottom-hole zone of a well, which includes injecting an acid solution into the formation (Sh. K. Gimatudinov, Oil production reference book. M., "Nedra", 1974, p. 420-432).
Известный способ не обладает достаточной эффективностью при обработке призабойной зоны скважины.The known method does not have sufficient efficiency when processing the bottom-hole zone of the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки пласта, согласно которому фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, проводят закачку реагента в пульсирующем режиме (гидроимпульсную закачку): закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента (Патент РФ №2135760, опубл. 1999.08.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of treating a formation, according to which the volume of the treatment interval is fixed relative to the bottom of the well, the reagent is injected in a pulsating mode (hydro-pulse injection): injection at a pressure of the reagent is received by the perforation interval - technological exposure at atmospheric pressure, repeat mode when lowering the injection pressure of the reagent until the pressure of the working injectivity of the well is reached, the remaining volume of gent at steady pressure, carry out technological exposure and extraction of reaction products and pollutants by swabbing to a liquid in an amount exceeding at least three times the volume of the injected reagent (RF Patent No. 2135760, publ. 1999.08.27 - prototype).
Известный способ позволяет повысить проницаемость призабойной зоны скважины, однако способ не достаточно эффективен при обработке сильно закольматированной призабойной зоны.The known method allows to increase the permeability of the bottom-hole zone of the well, however, the method is not sufficiently effective in the processing of highly stratified bottom-hole zone.
В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.The invention solves the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the well.
Задача решается тем, что в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, включающем импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции, согласно изобретению предварительно в скважине выполняют боковые стволы в виде радиальных отверстий сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 час, после чего проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 час, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта, производят закачку в пласт второй порции 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час, проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки, производят закачку в пласт третьей порции 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м3/п.м длины радиального отверстия, закачку производят вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.The problem is solved in that in the method of acid treatment of the bottom-hole zone of the formation with a carbonate reservoir, including pulsed injection of a solution of hydrochloric acid, injection of a solution of hydrochloric acid in a continuous mode, technological shutter speed for reaction and extraction of reaction products, according to the invention, sidetracks are preliminarily performed in the well in the form radial holes by drilling and / or by means of a hydro-monitoring method to a depth of 20 to 100 m from the calculation of 2-4 bore / m of formation thickness, lower the ejector unit with a packer, they charge a 10-15% hydrochloric acid solution in a volume of 1.5-3.0 m 3 , carry out technological exposure in the bath mode for reaction for 2.5-3.5 hours, after which a 4-6-fold pulsed solution is pushed hydrochloric acid into the reservoir in the cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding 4-6 min for the reaction, complete the injection in continuous mode, perform technological exposure for the reaction for 2.5-3.5 hours, carry out selection from the well up to 2.5 volumes of the injected solution of treatment with an ejector installation with registration of parameters ka from the formation, produce injection into the formation a second portion of 10-15% hydrochloric acid solution in a volume of 2.5-3.5 m 3, which is carried out first in the pulsed mode 4-6 times: 4.6 minutes injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for response, complete the injection in continuous mode, perform technological holding for 2.5-3.5 hours, select from the well an ejector installation to 2.5 volumes of the pumped treatment solution, inject the third portions 10-15% hydrochloric acid solution at the rate of 0.01-0.05 m 3 /p.m length of the radial holes, injecting n first produce in a pulsed mode 4-6 times in a cycle mode: 4-6 minutes injection at a pressure of 1-4 MPa, holding 4-6 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 2-6 MPa, perform technological exposure for 2.5-3.5 hours, a 4-6-fold pulsed injection of the acid solution with oil is carried out in a cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction, extraction of reaction products and pollutants is carried out substances by ejector installation or swabbing up to 2.5 volumes of the pumped processing solution from the register atsiey parameters inflow from the formation.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Продуктивность скважины во многом определяется проницаемостью призабойной зоны. Существующие способы солянокислотных обработок призабойной зоны скважины, особенно карбонатных пластов, малоэффективны или носят временный характер. Предлагаемый способ направлен на медленное вдавливание в поровое микротрещинное пространство карбонатных пород раствора соляной кислоты в многоцикловом режиме. Это позволяет наиболее полно и высококачественно восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны скважины за счет охвата обработкой пласта в глубину и мощности. В результате эффективность способа повышается, следствием чего является увеличенная продуктивность скважины. Способ реализуется следующим образом.Well productivity is largely determined by the permeability of the bottom-hole zone. Existing methods of hydrochloric acid treatments of the bottomhole zone of the well, especially carbonate formations, are ineffective or temporary. The proposed method is aimed at slow indentation into the pore microcrack space of carbonate rocks of a solution of hydrochloric acid in a multi-cycle mode. This allows you to most fully and high quality to restore or increase the permeability of the bottomhole zone of the well due to the treatment coverage of the formation in depth and power. As a result, the efficiency of the method is increased, which results in increased well productivity. The method is implemented as follows.
Для выработки запасов нефти вокруг ствола каждой пробуренной скважины сверлением и/или гидромониторным способом создают в пласте боковые стволы - радиальные отверстия глубиной от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта. При этом увеличивают радиус дренажа скважины за счет охвата обработкой пласта в глубину кислотными составами через радиальные отверстия. Второй и последующие уровни радиального вскрытия выбирают на расстоянии 1,5-2 м с учетом того, чтобы в процессе эксплуатации иметь возможность установки пакера между уровнями и проведения исследований притока и обработки пласта через радиальные отверстия каждого уровня в отдельности.To develop oil reserves around the bore of each drilled well by drilling and / or using a hydromonitor method, lateral shafts are created in the formation - radial holes with a depth of 20 to 100 m at a rate of 2-4 bore / m of formation thickness. At the same time, the radius of the drainage of the well is increased due to the treatment of the formation in depth with acid compounds through radial holes. The second and subsequent levels of radial opening are selected at a distance of 1.5-2 m, taking into account the fact that during operation it is possible to install a packer between the levels and conduct research on the influx and treatment of the formation through the radial holes of each level separately.
В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером. При неустановленном пакере закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования кислоты с породой и загрязнениями в течение 2,5-3,5 час. Это способствует медленному прониканию раствора кислоты в призабойную зону и растворению кольматирующих соединений и частиц породы. Проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме до полного освобождения ствола скважины от раствора кислоты. Выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 час. Устанавливают пакер. Проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.A UEGIS ejector unit with a packer is lowered into the well on a tubing string. When the packer is not installed, a 10-15% hydrochloric acid solution is injected in a volume of 1.5-3.0 m 3 , technological exposure is carried out in the bath mode to react the acid with the rock and contaminants for 2.5-3.5 hours. This contributes to the slow penetration of the acid solution into the bottomhole zone and the dissolution of the clogging compounds and rock particles. A 4-6-fold pulsed injection of the hydrochloric acid solution is carried out in a cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 min for reaction. Complete the injection in a continuous mode until the wellbore is completely free of acid solution. Perform technological exposure for response within 2.5-3.5 hours. Install the packer. Up to 2.5 volumes of the injected treatment solution from the UEGIS ejector unit are sampled from the well with registration of the parameters of the inflow from the formation.
Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт вторую порцию 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3 вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.A second portion of a 10-15% hydrochloric acid solution is injected into the formation through a UEGIS ejector installation in a volume of 2.5-3.5 m 3, initially in a pulsed mode 4-6 times: 4-6 min injection at a pressure of 1-4 MPa, exposure 4 -6 min for the response, complete the injection in a continuous mode, perform technological exposure for 2.5-3.5 hours, conduct a selection from the well with an EEGIS ejector unit to 2.5 volumes of the pumped treatment solution.
Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт третью порцию 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м3/п.м длины радиального отверстия вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час. Через эжекторную установку УЭГИС проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.A third portion of a 10-15% hydrochloric acid solution is pumped through the UEGIS ejector unit into the reservoir at the rate of 0.01-0.05 m 3 / l.m. of the radial hole length at first in a pulse mode 4-6 times in a cycle mode: 4-6 min injection at a pressure of 1-4 MPa, shutter speed of 4-6 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 2-6 MPa, carry out technological exposure for 2.5-3.5 hours. A 4-6-fold pulsed injection of an acid solution with oil is carried out through the UEGIS ejector unit in a cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction, extraction of reaction products and contaminants is carried out with the UEGIS ejector unit or swabbing up to 2.5 volumes of the injected treatment solution with registration of the parameters of the inflow from the reservoir.
Возможно проведение дальнейшей интенсификации добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта. Для этого проводят исследования установкой УЭГИС и, установив пакер между уровнями радиальных отверстий, осуществляют гидрокислотный разрыв пласта.It is possible to further intensify oil production by hydroxy acid fracturing. To do this, research is carried out by the UEGIS installation and, by installing a packer between the levels of the radial holes, a hydroacid fracture is carried out.
Все закачки выполняют малопроизводительным насосом с расходом 20-80 м3/сут.All injections are performed by a low-productivity pump with a flow rate of 20-80 m 3 / day.
Импульсная закачка с выдержкой для реагирования, изменение продолжительности циклов позволяют раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны пласта, серия закачка - разрядка создает процессы дренирования и очистки радиальных отверстий от частиц выбуренной породы, приводит к частичному освобождению пор коллектора от нерастворимых механических частиц.Impulse injection with a reaction delay, changing the cycle time allow the acid solution to penetrate into the low-permeability zones of the formation, the injection-discharge series creates drainage and cleaning of radial holes from drill cuttings, and leads to partial release of collector pores from insoluble mechanical particles.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины глубиной 1300 м. Продуктивный пласт перфорирован на глубинах от 1270 до 1280 м. Плотность существующей перфорации составляет 20 отв/м. Коллектор призабойной зоны - карбонатный, порово-трещинный. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите 1 м3/сут.The bottom hole zone of an oil producing well is processed at a depth of 1300 m. The productive formation is perforated at depths from 1270 to 1280 m. The density of the existing perforation is 20 holes / m. The bottomhole reservoir is carbonate, pore-fractured. The well was decommissioned at a current flow rate of 1 m 3 / day.
В скважине бурят по 2 боковых ствола в интервалах 1272 и 1275 м сверлением и гидромониторным способом в противоположных направлениях на глубину 50 м, в пласт спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером, закачивают 12% раствор соляной кислоты в объеме 2 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 3 час, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3 час, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.2 lateral shafts are drilled in the well at intervals of 1272 and 1275 m by drilling and in a hydromonitoring method in opposite directions to a depth of 50 m, the UEGIS ejector unit with a packer is lowered into the formation, a 12% hydrochloric acid solution is pumped in a volume of 2 m 3 , technological exposure is carried out in bath mode for reacting for 3 hours, 5-fold pulse pushing of hydrochloric acid solution into the reservoir in a cycle mode: 2 min injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 min for reaction, complete the injection in a continuous mode, perform the technologist ical speeds to react for 3 hours, the selection is performed from the wellbore to 2.5 pumped processing solution volume ejector UEGIS installation with registration inflow of formation parameters.
Производят закачку в пласт второй порции 12% раствора соляной кислоты в объеме 3 м3, которую проводят вначале в импульсном режиме 5 раз: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 3 час, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.A second portion of a 12% solution of hydrochloric acid is injected into the formation in a volume of 3 m 3 , which is carried out initially in a pulsed mode 5 times: 5 min injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode, perform technological exposure in for 3 hours, a selection from the well is carried out with an EEGIS ejector unit up to 2.5 volumes of the pumped treatment solution.
Производят закачку в пласт третьей порции 12% раствора соляной кислоты из расчета 0,03 м3/п.м длины радиального отверстия, вначале закачку производят в импульсном режиме 5 раз в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 5 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 3 час, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.A third portion of a 12% hydrochloric acid solution is injected into the reservoir at the rate of 0.03 m 3 / p.m of the length of the radial hole; first, it is injected in a pulsed mode 5 times in a cycle mode: 5 min, injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 min reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 5 MPa, carry out technological exposure for 3 hours, conduct a 5-fold pulsed injection of an acid solution with oil in a cycle mode: 2 minutes injection at a pressure of 3 MPa, hold for 5 minutes for reaction, carry out the extraction of products reactions and pollutants ejection unit UEGIS up to 2.5 volumes of pumped processing solution with registration of parameters of inflow from the reservoir.
В результате обработки призабойной зоны в скважине прирост по нефти составил 4,2 т/сут.As a result of processing the bottom-hole zone in the well, the increase in oil amounted to 4.2 tons / day.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны и увеличить продуктивность скважины.The application of the proposed method will improve the efficiency of the treatment of the bottom hole zone and increase the productivity of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006141510/03A RU2312210C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006141510/03A RU2312210C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2312210C1 true RU2312210C1 (en) | 2007-12-10 |
Family
ID=38903883
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006141510/03A RU2312210C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2312210C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451176C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of formation bottomhole zone acid treatment |
| RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2527913C1 (en) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
| RU2652412C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir |
| RU2724725C1 (en) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for neutralization of hydrochloric acid residues after treatment of bottomhole formation zone |
| US11767465B2 (en) | 2019-04-25 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Acid stimulation methods |
-
2006
- 2006-11-24 RU RU2006141510/03A patent/RU2312210C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451176C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of formation bottomhole zone acid treatment |
| RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2527913C1 (en) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
| RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
| RU2652412C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir |
| US11767465B2 (en) | 2019-04-25 | 2023-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | Acid stimulation methods |
| RU2724725C1 (en) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for neutralization of hydrochloric acid residues after treatment of bottomhole formation zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2451176C1 (en) | Method of formation bottomhole zone acid treatment | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2425960C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
| RU2506421C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
| RU2820921C1 (en) | Oil reservoir development method | |
| SU1439264A1 (en) | Method of by-interval hydraulic treatment of coal-rock mass | |
| RU2750004C1 (en) | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs | |
| RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
| RU2769862C1 (en) | Method for reagent-wave hydropercussion treatment of borehole zone of reservoirs with hard-to-recover oil reserves |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131125 |