RU2473799C2 - Method for increasing bottom-hole formation zone permeability - Google Patents
Method for increasing bottom-hole formation zone permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473799C2 RU2473799C2 RU2011115860/03A RU2011115860A RU2473799C2 RU 2473799 C2 RU2473799 C2 RU 2473799C2 RU 2011115860/03 A RU2011115860/03 A RU 2011115860/03A RU 2011115860 A RU2011115860 A RU 2011115860A RU 2473799 C2 RU2473799 C2 RU 2473799C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pumped
- viscous gel
- gel
- formation
- electrodes
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005370 electroosmosis Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000001962 electrophoresis Methods 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 12
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Water Treatment By Electricity Or Magnetism (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области обслуживания скважин, в частности к способам увеличения проницаемости призабойной зоны пласта посредством интенсификации притока флюидов в скважину.The invention relates to the field of well servicing, in particular, to methods for increasing the permeability of the bottom-hole formation zone by intensifying the flow of fluids into the well.
Интенсификация притока флюидов в скважину необходима для восстановления и улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов. К наиболее действенным методам интенсификации притока флюидов из пласта относят кислотные обработки и гидроразрыв пласта (см., например, В.И.Кудинов «Основы нефтегазопромыслового дела», М., 2005, с.428-429). Кислотная обработка и гидроразрыв пласта позволяют интенсифицировать приток флюидов в скважину посредством создания в породе высокопроницаемых путей для притока флюидов в скважину, при этом выбор конкретного метода обработки и качество проведенных работ имеют критическое значение для эффективности последующей работы скважины. Так, неправильно проведенные работы по интенсификации притока флюидов могут, например, вызвать необходимость полностью прекратить последующую эксплуатацию скважины. Для интенсификации притока флюидов во время матричной обработки и гидроразрыва пласта в скважину закачивают различные жидкие и твердые химические вещества. Так, в ходе работ по гидроразрыву пласта в скважину под большим давлением закачиваются различные вещества, в результате чего в породе возникают трещины.The intensification of fluid flow into the well is necessary to restore and improve the filtration characteristics of the bottomhole formation zone, mainly due to an increase in its permeability and a decrease in fluid viscosity. The most effective methods of stimulating fluid inflow from a formation include acid treatments and hydraulic fracturing (see, for example, V.I. Kudinov, “Fundamentals of Oil and Gas Production”, M., 2005, p. 428-429). Acid treatment and hydraulic fracturing can intensify the flow of fluids into the well by creating highly permeable paths in the rock for the flow of fluids into the well, while the choice of a specific processing method and the quality of the work performed are critical for the effectiveness of subsequent well work. Thus, improper work to intensify the flow of fluids can, for example, cause the need to completely stop the subsequent operation of the well. To intensify the flow of fluids during matrix processing and hydraulic fracturing, various liquid and solid chemicals are pumped into the well. So, during hydraulic fracturing, various substances are pumped into the well under high pressure, resulting in cracks in the rock.
Для предотвращения смыкания трещин в породе в скважину с помощью вязкого геля закачивают твердые частицы - расклинивающий наполнитель. В связи с высокой вязкостью используемого геля трещина становится низкопроницаемой и для увеличения ее проницаемости, как правило, используется обратная рециркуляция. Для уменьшения вязкости геля могут использоваться также различные химические вещества - брейкеры, добавляемые в раствор, которые, попадая в пластовые условия, способны через некоторое время снижать вязкость геля. Добавляемые химические вещества, как правило, дороги, но не всегда эффективны. Кроме того, инженеры, как правило, не имеют возможности воздействовать на активность брейкеров после того как раствор был закачан в скважину. Таким образом, к основным недостаткам существующих методов проведения работ по увеличению проницаемости призабойной зоны можно отнести высокую стоимость проведения этих работ, низкую скорость их проведения и отсутствие возможности контролировать скорость прохождения химических реакций после того, как химические компоненты были закачаны в скважину.To prevent the closure of cracks in the rock, solid particles, a proppant, are pumped into the well using a viscous gel. Due to the high viscosity of the gel used, the crack becomes low permeability and reverse recirculation is usually used to increase its permeability. To reduce the viscosity of the gel, various chemicals can also be used - breakers added to the solution, which, falling into reservoir conditions, can reduce the viscosity of the gel after a while. Added chemicals are usually expensive, but not always effective. In addition, engineers, as a rule, are not able to influence the activity of breakers after the solution has been pumped into the well. Thus, the main disadvantages of existing methods for increasing the permeability of the bottomhole zone include the high cost of these works, their low speed and the inability to control the rate of chemical reactions after the chemical components were injected into the well.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении надежности и эффективности интенсификации притока флюидов в скважину, увеличении скорости проведения этих работ с одновременным снижением риска их неправильного проведения, а также сокращением расходов.The technical result achieved during the implementation of the invention is to increase the reliability and efficiency of the intensification of fluid flow into the well, increase the speed of these works while reducing the risk of their incorrect conduct, as well as reducing costs.
Предлагаемый способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта предусматривает проведение гидроразрыва пласта, в процессе которого в пласт закачивают вязкие химические вещества, и на область пласта, в которую закачивают вязкие химические вещества, осуществляют воздействие электрическим полем.The proposed method for increasing the permeability of the bottom-hole zone of the formation involves hydraulic fracturing, during which viscous chemicals are pumped into the formation, and an electric field is applied to the area of the reservoir into which viscous chemicals are pumped.
В дополнение к электрическому воздействию может быть осуществлено магнитное, или тепловое, или акустическое воздействие, или их комбинация.In addition to the electrical effect, a magnetic, or thermal, or acoustic effect, or a combination thereof can be carried out.
Электрическое воздействие может быть осуществлено посредством электродов, по меньшей мере один из которых размещен в скважине на уровне области пласта, на которую воздействуют электрическим полем.Electrical impact can be carried out by means of electrodes, at least one of which is placed in the well at the level of the formation area, which is affected by an electric field.
Электрическое воздействие может быть осуществлено посредством электродов, один из которых размещен в скважине на уровне области пласта, на которую воздействуют электрическим полем, а другой - на поверхности.Electrical exposure can be carried out by means of electrodes, one of which is placed in the well at the level of the formation area, which is affected by an electric field, and the other on the surface.
Электрическое воздействие может быть осуществлено посредством электродов, один из которых размещен выше, а другой - ниже области пласта, на которую воздействуют электрическим полем.Electrical impact can be carried out by means of electrodes, one of which is placed above and the other below the area of the formation, which is affected by an electric field.
В качестве электродов могут быть использованы обсадные и насосно-компрессорные трубы.As electrodes, casing and tubing can be used.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг.1 показана система, обеспечивающая электрическое воздействие на пласт, в котором осуществляют интенсификацию притока флюидов.The invention is illustrated by the drawing, in which Fig. 1 shows a system that provides an electrical effect on a formation in which the influx of fluids is intensified.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Предлагаемый способ основан на применении воздействия в виде электрического поля на пласт, в котором осуществляют интенсификацию притока флюидов. Эффективность электрического воздействия зависит от физических параметров среды, на которую осуществляется воздействие, и определяется расположением электродов, величиной и частотой создаваемого электрического поля, а также мощностью используемого источника тока. Указанное воздействие обеспечивает снижение вязкости закачанных химических веществ за счет возникающих электрокинетических явлений - электроосмоса или электрофореза. Эти явления вызывают движение заряженных частиц и жидкости и, таким образом, приводят к интенсификации происходящих физико-химических процессов. Дополнительное приложение магнитного поля способствует дополнительному движению заряженных частиц. Дополнительный температурный нагрев также приводит к интенсификации физико-химических процессов в разогреваемой области за счет интенсификации термической диффузии веществ. Дополнительное акустическое воздействие посредством акустического излучателя также интенсифицирует физико-химические процессы за счет дополнительных колебаний частиц, вызванных прохождением акустической волны. При этом любое из перечисленных воздействий может быть применено локально или направленно, что позволяет интенсифицировать физико-химические процессы (такие например, как скорость прохождения химических реакций) в требуемой области при проведении работ по интенсификации притока флюидов в скважину.The proposed method is based on the application of exposure in the form of an electric field to the formation, in which the flow of fluids is intensified. The effectiveness of electrical exposure depends on the physical parameters of the medium on which the exposure is carried out, and is determined by the location of the electrodes, the magnitude and frequency of the generated electric field, and also the power of the current source used. The specified effect reduces the viscosity of the injected chemicals due to the occurring electrokinetic phenomena - electroosmosis or electrophoresis. These phenomena cause the movement of charged particles and liquid and, thus, lead to the intensification of the ongoing physical and chemical processes. The additional application of a magnetic field contributes to the additional movement of charged particles. Additional temperature heating also leads to the intensification of physicochemical processes in the heated region due to the intensification of thermal diffusion of substances. The additional acoustic effect through the acoustic emitter also intensifies the physicochemical processes due to additional particle vibrations caused by the passage of the acoustic wave. At the same time, any of the listed effects can be applied locally or directionally, which makes it possible to intensify physicochemical processes (such as, for example, the rate of passage of chemical reactions) in the required area during work to intensify the flow of fluids into the well.
Система, позволяющая создавать в скважине и пласте электрическое поле, представлена на фиг.1, где 1 - источник тока и напряжения, 2 - электроды, присоединенные к источнику тока и напряжения, 3 - область пласта, в которой осуществляют интенсификацию притока флюидов и в которую закачаны химические вещества. При создании электрического поля возможны различные комбинации расположения электродов в скважине, при этом как минимум один из электродов находится в скважине на уровне обрабатываемой области пласта. Другой электрод может находиться в соседней скважине (см. фиг.1а) или на поверхности (см. фиг.1b). Возможно также размещение электродов в скважине выше и ниже той области пласта, на которую осуществляют воздействие (см. фиг.1с). Обсадные и насосно-компрессорные трубы могут также быть использованы в качестве электродов. При необходимости создания магнитного поля в области 3 его источник должен быть помещен в скважину на уровне обрабатываемой области. В случае использования акустического излучателя и/или термического нагревателя они также должны быть опущены в скважину на уровень обрабатываемой области 3. Различные компоненты используемых приборов могут находиться как на одном устройстве, так и на нескольких устройствах, при этом возможно осуществление их питания как по кабелю, так и с помощью батарей или аккумуляторов.The system that allows you to create an electric field in the borehole and reservoir is shown in Fig. 1, where 1 is the current and voltage source, 2 are the electrodes connected to the current and voltage source, 3 is the reservoir region in which the fluid flow is intensified and into which chemicals are uploaded. When creating an electric field, various combinations of the location of the electrodes in the well are possible, while at least one of the electrodes is in the well at the level of the treated area of the formation. Another electrode may be in a neighboring well (see figa) or on the surface (see fig.1b). It is also possible to place the electrodes in the well above and below the area of the formation that is affected (see Fig. 1c). Casing and tubing can also be used as electrodes. If it is necessary to create a magnetic field in
В качестве примера приводится описание эксперимента, проведенного с целью показать эффективность применения воздействия электрического поля на гель.As an example, a description is given of an experiment conducted to show the effectiveness of applying an electric field to a gel.
Было проведено три серии экспериментов для проверки реализуемости описанного воздействия. Эти эксперименты были проведены при температуре 22°С (72°F). Для первого эксперимента было приготовлено 750 мл геля YF130LGD, который потом был помещен в резервуар с прикрепленными плоскими электродами. Электроды были присоединены к источнику переменного тока с выходом 100 В, ~50 Гц. Расстояние между электродами составляло около 10 см. Через 15 минут было обнаружено только незначительное разрушение геля рядом с поверхностью электродов. Это могло быть результатом локального повышения температуры до 80°С (180°F) вблизи электродов. Температура была измерена сразу же после отключения напряжения.Three series of experiments were conducted to verify the feasibility of the described effect. These experiments were carried out at a temperature of 22 ° C (72 ° F). For the first experiment, 750 ml of YF130LGD gel was prepared, which was then placed in a reservoir with attached flat electrodes. The electrodes were connected to an AC source with an output of 100 V, ~ 50 Hz. The distance between the electrodes was about 10 cm. After 15 minutes, only a slight destruction of the gel was found near the surface of the electrodes. This could be the result of a local temperature increase to 80 ° C (180 ° F) near the electrodes. The temperature was measured immediately after the voltage was turned off.
Для проведения второго эксперимента были приготовлены два образца гидроразрывного геля YF130LGD (каждый объемом 500 мл) и к каждому образцу геля было добавлено по 2 г J218 брейкера. Концентрация брейкера J218 для разрушения YF130LGD геля составляет около 10 фунт/1000 галлон (1.2 кг/м3), что в два раза ниже, чем при проведении данного эксперимента. Но необходимо отметить, что температурный диапазон для применения брейкера составляет 52-107°С (125-225°F), более того, брейер должен быть активирован путем добавления соответствующих химических катализаторов. Один образец приготовленного геля с порцией брейкера был помещен в резервуар без электродов и тщательно перемешан. Другой был помещен в систему с электродами. После 7 минут воздействия переменного тока было замечено, что почти весь гель (90%) в резервуаре, который находился под напряжением, оказался разрушен (вязкость геля снизилась до уровня вязкости воды). В резервуаре без воздействия переменного тока было зафиксировано разрушение только 10-15% геля. В ходе второго эксперимента значение температуры составляло 95°С (200°F) на электродах и 35°С (95°F) в середине резервуара после 7 минут воздействия переменного тока.For the second experiment, two YF130LGD fracturing gel samples (each with a volume of 500 ml) were prepared and 2 g of J218 breaker was added to each gel sample. The concentration of the J218 breaker for breaking YF130LGD gel is about 10 lb / 1000 gallon (1.2 kg / m 3 ), which is two times lower than during this experiment. But it should be noted that the temperature range for the use of the breaker is 52-107 ° C (125-225 ° F), moreover, the breaker must be activated by adding the appropriate chemical catalysts. One sample of the prepared gel with a portion of the breaker was placed in a reservoir without electrodes and thoroughly mixed. Another was placed in a system with electrodes. After 7 minutes of exposure to alternating current, it was noticed that almost the entire gel (90%) in the reservoir, which was energized, was destroyed (the viscosity of the gel decreased to the level of water viscosity). In the tank without exposure to alternating current, only 10-15% of the gel was destroyed. In the second experiment, the temperature was 95 ° C (200 ° F) on the electrodes and 35 ° C (95 ° F) in the middle of the tank after 7 minutes of exposure to alternating current.
Третий эксперимент был проведен для подтверждения того, что при высоких температурах указанных разрушений геля не будет. Для этой цели было приготовлено 500 мл геля YF130LGD в смеси с 2 г брейкера J218 и помещено в заранее разогретый резервуар и после этого в печь с температурой 100°С (210°F). После 15 минут температурного воздействия было замечено разрушение не более 25-30% геля.The third experiment was carried out to confirm that at high temperatures the indicated destruction of the gel will not. For this purpose, 500 ml of YF130LGD gel was prepared in a mixture with 2 g of breaker J218 and placed in a preheated tank and then in an oven with a temperature of 100 ° C (210 ° F). After 15 minutes of temperature exposure, no more than 25-30% of the gel was destroyed.
Сравнивая результаты воздействия электрического поля и температуры, полученные в присутствии брейкера, преимущество воздействия электрического поля для разрушения геля очевидно.Comparing the results of exposure to an electric field and temperature obtained in the presence of a breaker, the advantage of exposure to an electric field to destroy the gel is obvious.
Claims (6)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115860/03A RU2473799C2 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Method for increasing bottom-hole formation zone permeability |
| PCT/RU2012/000282 WO2012144936A1 (en) | 2011-04-22 | 2012-04-13 | Method for increasing the permeability of the bottom well-bore region of a seam |
| US14/112,886 US20140116683A1 (en) | 2011-04-22 | 2012-04-13 | Method for increasing the permeability of the bottom well-bore region of a seam (is11.0138-us-pct) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115860/03A RU2473799C2 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Method for increasing bottom-hole formation zone permeability |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011115860A RU2011115860A (en) | 2012-10-27 |
| RU2473799C2 true RU2473799C2 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=47041815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011115860/03A RU2473799C2 (en) | 2011-04-22 | 2011-04-22 | Method for increasing bottom-hole formation zone permeability |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140116683A1 (en) |
| RU (1) | RU2473799C2 (en) |
| WO (1) | WO2012144936A1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468198C1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining properties of productive formation |
| CN106018237B (en) * | 2016-05-27 | 2018-10-02 | 哈尔滨工业大学 | A kind of rock core electrokinetic penetration rate measuring system |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU972060A1 (en) * | 1980-12-15 | 1982-11-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа "Водгео" | Method of working hole-bottom area formation |
| RU1806392C (en) * | 1991-02-26 | 1993-03-30 | Анатолий Яковлевич Картелев | Electromagnetic field excitation method |
| RU2087692C1 (en) * | 1993-09-15 | 1997-08-20 | Научно-производственная фирма "Аквазинэль" | Method of electrochemical treatment of oil and gas wells |
| RU2163662C1 (en) * | 2000-02-18 | 2001-02-27 | Исаев Мидхат Кавсарович | Process of action on oil pool |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| EA011181B1 (en) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for treating subterranean formation |
| EA014125B1 (en) * | 2006-02-10 | 2010-10-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Conformance control through stimulus-responsive materials |
| US20110024122A1 (en) * | 2008-03-12 | 2011-02-03 | M-I Drilling Fluids Uk Limited | Methods and systems of treating a wellbore |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3288648A (en) * | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
| US3696866A (en) * | 1971-01-27 | 1972-10-10 | Us Interior | Method for producing retorting channels in shale deposits |
| US4487257A (en) * | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
| US4084637A (en) * | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
| US4495990A (en) * | 1982-09-29 | 1985-01-29 | Electro-Petroleum, Inc. | Apparatus for passing electrical current through an underground formation |
| US4667738A (en) * | 1984-01-20 | 1987-05-26 | Ceee Corporation | Oil and gas production enhancement using electrical means |
| US5012868A (en) * | 1989-03-14 | 1991-05-07 | Uentech Corporation | Corrosion inhibition method and apparatus for downhole electrical heating in mineral fluid wells |
| BRPI0819616A2 (en) * | 2007-11-30 | 2017-06-13 | Chevron Usa Inc | method and device for inducing fracture in at least a portion of a geological structure, and method for producing a seismic signal |
| CA2707283C (en) * | 2010-06-11 | 2013-02-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Viscous oil recovery using electric heating and solvent injection |
-
2011
- 2011-04-22 RU RU2011115860/03A patent/RU2473799C2/en not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-04-13 US US14/112,886 patent/US20140116683A1/en not_active Abandoned
- 2012-04-13 WO PCT/RU2012/000282 patent/WO2012144936A1/en not_active Ceased
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU972060A1 (en) * | 1980-12-15 | 1982-11-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа "Водгео" | Method of working hole-bottom area formation |
| RU1806392C (en) * | 1991-02-26 | 1993-03-30 | Анатолий Яковлевич Картелев | Electromagnetic field excitation method |
| RU2087692C1 (en) * | 1993-09-15 | 1997-08-20 | Научно-производственная фирма "Аквазинэль" | Method of electrochemical treatment of oil and gas wells |
| RU2163662C1 (en) * | 2000-02-18 | 2001-02-27 | Исаев Мидхат Кавсарович | Process of action on oil pool |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| EA014125B1 (en) * | 2006-02-10 | 2010-10-29 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Conformance control through stimulus-responsive materials |
| EA011181B1 (en) * | 2007-02-08 | 2009-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for treating subterranean formation |
| US20110024122A1 (en) * | 2008-03-12 | 2011-02-03 | M-I Drilling Fluids Uk Limited | Methods and systems of treating a wellbore |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140116683A1 (en) | 2014-05-01 |
| RU2011115860A (en) | 2012-10-27 |
| WO2012144936A1 (en) | 2012-10-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Abramov et al. | Ultrasonic technology for enhanced oil recovery from failing oil wells and the equipment for its implemention | |
| Mullakaev et al. | Ultrasonic automated oil well complex and technology for enhancing marginal well productivity and heavy oil recovery | |
| CN102373914B (en) | A Deep Profile Control Method for Fractured Reservoirs | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| WO2018006497A1 (en) | Phase transition hydraulic fracturing technique | |
| CN104307857B (en) | In soil, the electric power of nonaqueous phase liquid pollutant controls and repair system and method | |
| NO20050491L (en) | Method and liquid for treating an underground formation | |
| Ansari et al. | Electrokinetic driven low-concentration acid improved oil recovery in Abu Dhabi tight carbonate reservoirs | |
| CN207229079U (en) | A kind of high-power ultrasonic oil formation treatment system | |
| JP5067814B2 (en) | Methane hydrate decomposition method and apparatus | |
| RU2473799C2 (en) | Method for increasing bottom-hole formation zone permeability | |
| CN104085951A (en) | Device and method for effectively treating algae-containing sewage by means of dielectric barrier discharge plasma | |
| Shi et al. | Removal of formation damage induced by drilling and completion fluids with combination of ultrasonic and chemical technology | |
| CN108505982A (en) | A refracturing stimulation method for old wells using liquid rubber plugs to achieve temporary plugging and diversion | |
| US9038725B2 (en) | Method and system for servicing a wellbore | |
| Hasiri et al. | The effect of NaCl and HPAM solution concentration on HPAM gel structure degradation by ultrasonic waves | |
| CN104100224B (en) | A method for shutting off water in an oil well | |
| Khan et al. | Comparison of acidizing and ultrasonic waves, and their synergetic effect for the mitigation of inorganic plugs | |
| Makarev et al. | Effects of different power high-intensity ultrasonic treatment on rheological properties of heavy oil products | |
| RU2281387C2 (en) | Method of action application to oil pool fluid during oil production | |
| Lord et al. | Treatment enables high-TDS water use as base fluid for hydraulic fracturing | |
| US8596352B2 (en) | Methods of increasing or enhancing oil and gas recovery | |
| JP2022032395A (en) | PCB in-situ purification system and PCB in-situ purification method | |
| CN103073094A (en) | Liquid layer resistor blocking discharge device and water treatment method thereof | |
| RU2648411C1 (en) | Method of increasing coefficient of extraction of oil on hard-to-recover and depleted fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190423 |