RU2469190C1 - Способ обработки прискважинной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки прискважинной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469190C1 RU2469190C1 RU2011129706/03A RU2011129706A RU2469190C1 RU 2469190 C1 RU2469190 C1 RU 2469190C1 RU 2011129706/03 A RU2011129706/03 A RU 2011129706/03A RU 2011129706 A RU2011129706 A RU 2011129706A RU 2469190 C1 RU2469190 C1 RU 2469190C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- zone
- content
- processing
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 61
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 21
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims abstract description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N methane;molecular oxygen Chemical compound C.O=O CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 45
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 6
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 51
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000004958 nuclear spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid group Chemical class C(CC(O)(C(=O)O)CC(=O)O)(=O)O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа за счет возможности оперативного получения информации о состоянии прискважинной зоны пласта, вплоть до ее вещественного состава, и адресного воздействия на обрабатываемую среду: способ обработки прискважинной зоны пласта включает определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа УКК непосредственно после бурения скважины и при содержании в породе пласта карбонатов более 5 мас.%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды 200-250 г/л, содержании железа 2000-5000 ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ 30-40 мас.%, а температуры в прискважинной зоне пласта 60-160°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1-5) по массе соответственно. 6 з.п. ф-лы, 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта путем закачки соляной и уксусной кислоты (см., например, А.И.Булатов и др. Освоение скважин, Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304-305).
Такой прием в известном решении осуществляют с целью предупреждения выпадения нерастворимого осадка гидроокиси железа в поровом пространстве породы.
Недостатком известного решения является его недостаточная эффективность из-за низкой растворимости минерального вещества породы данным видом обрабатывающего средства.
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта путем его обработки составом, содержащим соляную и лимонную кислоты (см., например, А.И.Булатов и др. Освоение скважин, Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.320-321).
Известное решение предусматривает увеличение эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду за счет увеличения длительности этого воздействия.
Недостатком этого способа является также низкая его эффективность из-за недостаточной растворимости минерального вещества породы.
Во многих случаях, в том числе и в вышеупомянутых известных решениях, выбор средства и/или технологии обработки прискважинной (в частности призабойной) зоны пласта осуществляют по данным региональной геологии или керну разведочных скважин, ограниченных, как правило, несколькими единицами на достаточно большую площадь разрабатываемой залежи полезного продукта, например, углеводородов. Традиционные геофизические исследования вещественную изменчивость прискважинной зоны пласта, геологическую и/или техногенную, по площади и толщине пласта не отображают в принципе или имеют очень низкую достоверность. В итоге выбор средства обработки при промышленных потоках применяемой технологии зачастую не соответствует обрабатываемой среде. Обеспечить это соответствие в принципе возможно с отбором керна в каждой скважине и проведением индивидуального комплекса лабораторных исследований. Однако это требует неимоверных затрат времени, средств и, ввиду его неоперативности, ведет к утрате текущей информации о состоянии объекта. Это может привести к необратимым последствиям ввиду, например, развития глубокой кольматации прискважинной зоны пласта и, ввиду этого, невозможности поддержания необходимой степени извлечения полезного продукта из пласта.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет возможности оперативного получения информации о состоянии прискважинной зоны пласта, вплоть до ее вещественного состава, и адресного воздействия на обрабатываемую среду.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ обработки прискважинной зоны пласта включает определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК после бурения скважины и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5 мас.%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа - (2000÷5000) ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ (30÷40) мас.%, а температуры в прискважинной зоне пласта - (60÷160)°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1÷5) по массе соответственно.
Кроме того:
обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на (6÷12)%-ном растворе соляной кислоты;
нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт;
подачу обрабатывающего средства в пласт периодически останавливают на разное время: то равное времени предшествующей подачи, то меньшее этого времени, то большее этого времени;
УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта.
В рамках данного изобретения предусматривают в качестве оперативного средства по характеристике обрабатываемой зоны пласта углеродно-кислородный каротаж - УКК (ядерную спектрометрию), что в принципе известно (см., например, RU 2227310). Он обеспечивает возможность характеристики вещественного состава породы пласта, а также ее текущего состояния, обусловленного техногенными факторами, ведущими к кольматации прискважинной зоны пласта. Проведение УКК возможно непосредственно после бурения скважины в открытом стволе, так и в обсаженном стволе скважины, находящейся в эксплуатации. Возможность оперативного получения значительного объема необходимой информации с помощью ядерной спектрометрии, своеобразной петрографической лаборатории на кабеле, повышает в значительной степени эффективность обработки.
В качестве определяющих минеральных компонент породы пласта при выборе обрабатывающего средства принимают следующие:
Si(SiO2);
Аl(Al2О3);
СаО(СаСО3);
MgO(МgСО3);
Fe3+Fе(ОН)3.
Определяют процентное содержание в пласте породообразующих элементов:
для кварца - Si;
для кварца+глина или для кварца+глина+карбонаты - Si+Al+K+Na+Mg+Ca;
для всех - содержание Fe3+.
«Интенсифицирующий состав «Химеко ТК-2К», ТУ 2458-039-54651030-2009 представляет собой водно-спиртовый раствор поверхностно-активных веществ и органических карбоновых кислот различного строения. Опытным путем и лабораторными исследованиями было отмечено, что при определенных условиях в прискважинной зоне пласта - сочетании условий (содержании карбонатов более 5 мас.%, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа - (2000÷5000) ppm, содержании асфальто-смолопарафиновых веществ в нефти (30÷40) мас.% и температуры в прискважинной зоне пласта - (60÷160)°С, эффективность действия обрабатывающего средства - «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» проявляется с неожиданной стороны. Восстановление коллекторских свойств пласта достигают при любом содержании глины в пласте за счет резкого снижения возможности образования АСПО и эмульсий, а также вторичных осадков в прискважинной зоне пласта, низкого межфазного натяжения раствора как до, так и после нейтрализации рабочего раствора, низкой скорости коррозии. Другие известные средства не обеспечивают необходимого результата при щадящем воздействии на скважинное оборудование. Более того, при отмеченных довольно экстремальных условиях восстановление коллекторских свойств ведет зачастую к противоположному результату, например, из-за образования вторичных осадков. По данному способу применяют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» заданной концентрации - в соотношении его с растворителем (водой или (6÷12)%-ным раствором соляной кислоты) как 1:(1÷5) по массе соответственно. При увеличении содержания композиции (увеличении концентрации) выше установленного соотношения происходит помутнение раствора, за счет выделения ПАВ, что неприемлемо. При уменьшении содержания композиции (уменьшении ее концентрации) происходит снижение растворяющих породу и осадкоудерживающих свойств, что тоже неприемлемо.
Признаки зависимых пунктов формулы, а именно то, что: обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде;
раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на 6-12%-ном растворе соляной кислоты;
нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт;
подачу обрабатывающего средства в пласт периодически останавливают на разное время: то равное времени предшествующей подачи, то меньшее этого времени, то большее этого времени.
УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта способствуют усилению технического результата за счет лучшей пропитки прискважинной зоны пласта обрабатывающим средством и возможности оперативного изменения - коррекции режима обработки. Все это в итоге способствует увеличению коэффициента извлечения полезного продукта из пласта.
Важным моментом является именно возможность контроля обработки пласта по изменению фильтрационно-емкостных свойств в процессе собственно обработки. В случае отклонения показателей от заданных - ожидаемых результатов изменяют концентрацию раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К».
Средство контроля за состоянием обрабатываемой среды может быть спущено в скважину через лубрикатор центрального канала обвязки устья скважины, а подачу обрабатывающей среды можно осуществить через НКТ.
Способ предусматривает возможность контроля обработки без остановки самого процесса обработки в течение подачи обрабатывающего средства в прискважинную зону пласта и выдержки на реакцию этого средства в зоне пласта. При необходимости концентрацию обрабатывающего средства можно изменять в пределах указанных диапазонов. Можно изменять и режимы подачи обрабатывающего средства, например, производительность подачи, давление подачи, включать периодичность подачи - прекращение подачи на необходимый промежуток времени с понижением давления для обеспечения обратного потока из пласта с повторением операций. Все это характеризует нестационарный режим подачи обрабатывающего средства в прискважинную зону пласта. Эффективность применения обрабатывающего средства и технологических приемов может быть оценена в реальном времени без проблем. При этом, без остановки процесса, могут быть выданы своевременные рекомендации по дальнейшему ведению процесса.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважине, подлежащей обработке прискважинной зоны пласта, осуществляют углеродно-кислородный каротаж - УКК. С помощью него в продуктивном интервале пласта определяют элементный состав слагающих пород, в частности Са, Mg, Fe, Al, Si, Na. Кроме этого определяют также проницаемость прискважинной зоны пласта и температуру в этой зоне.
Осуществляют обработку полученных данных по специальной методике и выделяют на этой основе вещественный состав слагающих пород (глину, гидрослюду, кальцит, каолинит, полевой шпат, кварц, карбонаты и пр.) и другие условия - минерализацию пластовой воды, содержание в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ, температуру в прискважинной зоне пласта. При определенных значениях вышеотмеченных параметров - содержании карбонатов более 5 мас.%, минерализации пластовой воды (200÷250) г/л, содержании железа (2000÷5000) ppm, содержании асфальто-смолопарафиновых веществ в нефти (30÷40) мас.% и температуры в прискважинной зоне пласта (60÷160)°С, применяют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем (водой, или 6-12%-ным раствором соляной кислоты) как 1:(1÷5) соответственно.
При этом расход упомянутого обрабатывающего средства принимают в расчете 1,0-5,0 м3 на 1 метр толщины пласта.
Данный способ, в рамках дополнительной оптимизации, имеет возможность обработки прискважинной зоны пласта оптимальным количеством обрабатывающего средства в реальном времени. Недостаточное количество обрабатывающего средства ведет к образованию вторичных осадков, а избыточное - экономически нецелесообразно. Данный способ позволяет своевременно проконтролировать состояние обрабатываемой среды, своевременно обнаружить техногенную кольматацию и изменить режимы обработки.
Конкретный пример реализации способа.
На Львовском куполе Сорочинско-Никольского нефтегазового месторождения с помощью углеродно-кислородного каротажа в пластах O3 и O6 определяют вещественный состав пород. Устанавливают, что пласт O3, толщиной 5 м, содержит 15 мас.% карбонатов, 10 мас.% глины и 6 мас.% кварца. Минерализация пластовой воды составляет 230 г/л, содержание железа - 2000 ppm, содержание в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ - 35 мас.%, а температура в прискважинной зоне пласта - 150°С. Для этих условий в качестве обрабатывающего средства принимают раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении с пресной водой как 1:3 по массе.
Предусматривают возможность контроля за состоянием обрабатываемой среды - прискважинной зоны пласта с помощью применяемого обрабатывающего средства -раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К». Для этого в скважину спускают зонд на геофизическом кабеле для углеродно-кислородного каротажа - УКК через лубрикатор центрального канала обвязки устья скважины. Осуществляют подачу раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении с пресной водой как 1:3 по массе через НКТ с расходом 1,8 м3 на 1 метр толщины пласта - 9 м3. Затем осуществляют выдержку на реакцию этого средства в зоне пласта. По реакции обрабатываемой среды в течение заданного времени (ее вещественному составу во времени, определенному ранее на моделях) определяют (проверяют) эффективность действия обрабатывающего средства с заданной концентрацией. При отклонении реального результата от ожидаемого, в данном случае замедленного уменьшения содержания карбонатов, концентрацию раствора «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» последовательно увеличивают вначале до соотношении с пресной водой как 1:2 по массе. Операцию повторяют с новой концентрацией и продолжением контроля до получения необходимого результата. В рамках каждой концентрации имеется возможность изменения и режимов подачи обрабатывающего средства, производительность подачи, давления подачи, включения периодичности подачи - прекращения подачи на необходимый промежуток времени с понижением давления для обеспечения обратного потока из пласта с повторением операций. Оптимальные режимы получают в процессе обработки.
Claims (7)
1. Способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа УКК после бурения скважины и, при содержании в породе пласта карбонатов более 5%, независимо от содержания глины и кварца, минерализации пластовой воды 200÷250 г/л, содержании железа 2000÷5000 ppm, содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ 30÷40%, а температуры в прискважинной зоне пласта 60÷160°С, в качестве обрабатывающего средства используют раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» в соотношении последнего с растворителем как 1:(1÷5) соответственно.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме.
3. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на пресной воде.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что раствор «Интенсифицирующего состава «Химеко ТК-2К» приготавливают на 6÷12%-ном растворе соляной кислоты.
5. Способ по п.2, характеризующийся тем, что нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт.
6. Способ по п.2, характеризующийся тем, что подачу обрабатывающего средства в пласт периодически останавливают на разное время: то равное времени предшествующей подачи, то меньшее этого времени, то большее этого времени.
7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что УКК применяют дополнительно в процессе обработки прискважинной зоны пласта и по результатам исследований изменяют концентрацию обрабатывающего средства и/или режим его подачи в прискважинную зону пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2469190C1 true RU2469190C1 (ru) | 2012-12-10 |
Family
ID=49255774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129706/03A RU2469190C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2469190C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2005105146A (ru) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
-
2011
- 2011-07-19 RU RU2011129706/03A patent/RU2469190C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2243369C1 (ru) * | 2003-08-15 | 2004-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
| RU2005105146A (ru) * | 2005-02-24 | 2006-08-10 | Александр Сергеевич Трофимов (RU) | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2347901C1 (ru) * | 2007-04-23 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геофизика", | Способ контроля эффективности кислотной обработки продуктивного пласта |
| RU2407769C1 (ru) * | 2009-09-03 | 2010-12-27 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304, 305, 320, 321. * |
| БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с.304, 305, 320, 321. ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.24, 25, 34, 35, 37, 87-94, 124, 200. РАБИНОВИЧ В.А. и др. Краткий химический справочник. - Л.: Химия, 1977, с.336, 337. * |
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.24, 25, 34, 35, 37, 87-94, 124, 200.  * |
| МАГАДОВА Л.А. и др. Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, «Нефтяное хозяйство», 2010, No.6, с.80-82. * |
| МАГАДОВА Л.А. и др. Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью, «Нефтяное хозяйство», 2010, №6, с.80-82. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Mahmoud | Evaluating the damage caused by calcium sulfate scale precipitation during low-and high-salinity-water injection | |
| Morrow et al. | Improved oil recovery by low-salinity waterflooding | |
| Bowker et al. | Carbon dioxide injection and resultant alteration of the Weber Sandstone, Rangely Field, Colorado | |
| EA035525B1 (ru) | Способ добычи углеводородов | |
| Lee et al. | Hybrid enhanced oil recovery using smart waterflooding | |
| WO2016153934A1 (en) | Engineering formation wettability characteristics | |
| Wang et al. | Water chemistry | |
| Spencer et al. | Geochemical phenomena between Utica‐Point Pleasant shale and hydraulic fracturing fluid | |
| Jordan et al. | Intergated Field Development for Effective Scale Control throughout the Water Cycle in Deep Water Subsea Fields (SPE94052) | |
| RU2453696C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| RU2469190C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Mackay et al. | Reservoir simulation, ion reactions, and near-wellbore modeling to aid scale management in a subsea gulf of mexico field | |
| RU2473800C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины | |
| Wang et al. | Tackling a critical challenge in shale development in the Delaware Basin: An interdisciplinary field case study on subsurface scale diagnosis and control and impact on production performance | |
| RU2657052C1 (ru) | Способ испытания и освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа (варианты) | |
| Gladkov | Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs | |
| Franco et al. | Analysis of Deposition Mechanism of Mineral Scales Precipitating in the Sandface and Production Strings of Gas-Condensate Wells | |
| Bijani et al. | Predicting scale formation in wastewater disposal well of Rag-e-Safid desalting unit No. 1 | |
| Collins et al. | Enhanced oil recovery injection waters | |
| Amiri et al. | Screening produced water disposal challenges in an oilfield: scale formation and injectivity impairment | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| Mei et al. | Formation Damage and Treatment of Offshore Water Disposal Wells in Saudi Arabia: Case Studies | |
| Chen et al. | Calcium Sulfate Risk Assessment throughout the Injection and Production System | |
| Khattab et al. | THE POSSIBILITY OF USING SEA WATER INJECTION INTO PETROLEUM RESERVOIRS AND REDUCING THEIR SCALE PRECIPITATION IN INJECTION AND PRODUCTION PIPELINES. | |
| McCartney | Conditions under which anhydrite precipitation can occur in oil reservoirs as a result of seawater injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190720 |