RU2473800C1 - Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины - Google Patents
Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473800C1 RU2473800C1 RU2011129705/03A RU2011129705A RU2473800C1 RU 2473800 C1 RU2473800 C1 RU 2473800C1 RU 2011129705/03 A RU2011129705/03 A RU 2011129705/03A RU 2011129705 A RU2011129705 A RU 2011129705A RU 2473800 C1 RU2473800 C1 RU 2473800C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- zone
- processing
- well
- supply
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 60
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 22
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims abstract description 10
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 9
- CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N methane;molecular oxygen Chemical compound C.O=O CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 46
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000004958 nuclear spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle 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
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 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
- 230000001419 dependent effect Effects 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
- 239000008398 formation water 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
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 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
- 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
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. 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 добывающей скважины. Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины 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 кварца не более 50% масс., глины - более 10% масс. и содержании в нефти пласта асфальтосмолопарафиновых веществ более 30% масс., а температуры в прискважинной зоне пласта - 80-100°С, в качестве обрабатывающего средства используют кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3%-ной соляной кислотой, в соотношении с последней по массе 1:(2÷4) соответственно. 4 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 низкая эффективность при повышенной заглинизированности, низкой проницаемости, высоком содержании АСПВ в нефти и высокой пластовой температуре за счет образования осадков и миграции частиц, приводящих к закупориванию порового пространства.
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 увеличения эффективности воздействия соляной кислотой на обрабатываемую среду за счет увеличения длительности этого воздействия.
Недостатком известного решения является его низкая эффективность при повышенной заглинизированности, низкой проницаемости, высоком содержании АСПВ в нефти и высокой пластовой температуре за счет образования осадков и миграции частиц, приводящих к закупориванию порового пространства.
Во многих случаях, в том числе и в вышеупомянутых известных решениях, выбор средства и/или технологии обработки 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 - прискважинную зону пласта добывающей скважины.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины включает определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК после бурения скважины и, при содержании в породе пласта кварца не более 50% масс., глины - более 10% масс. и содержании в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ более 30% масс., а температуры в прискважинной зоне пласта - 80-100°С, в качестве обрабатывающего средства используют кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3%-ной соляной кислотой в соотношении с последней как 1:(2÷4) (масс.) соответственно.
Кроме того:
- обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме;
- 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. Осуществление УКК непосредственно после бурения скважины сводит к минимуму влияние кольматации на прискважинную зону пласта. 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);
Al (Al2O3);
СаО (СаСО3);
MgO (MgCO3);
Fe3+ Fe(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+.
Кислотная композиция «Химеко ТК-3» (ТУ 2458-085-17197708-2003) представляет собой водно-гликолевый раствор борофтористоводородной кислоты с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Опытным путем и лабораторными исследованиями было отмечено, что при определенных условиях в прискважинной зоне пласта добывающей скважины - сочетании условий (содержании кварца не более 50% масс., глины более 10% масс., содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти более 30% масс. и температуры в прискважинной зоне пласта - 80-100°С), эффективность действия обрабатывающего средства - кислотной композиции «Химеко ТК-3» проявляется с неожиданной стороны. Восстановление коллекторских свойств пласта достигают даже при таком содержании глины в пласте, за счет резкого снижения возможности образования вторичных осадков в прискважинной зоне пласта и резкого сокращения времени обработки пласта, что в степенной зависимости снижает коррозию скважинного оборудования. Другие известные средства не обеспечивают необходимого результата в короткие сроки 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 кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3-ной соляной кислотой в заданном соотношении 1:(2÷4) масс. соответственно. При увеличении содержания композиции (увеличении концентрации) выше установленного соотношения происходит увеличение скорости реакции и образование вторичных осадков, что неприемлемо. При уменьшении содержания композиции (уменьшении ее концентрации) происходит снижение скорости реакции с породой ниже необходимого уровня, при этом время обработки должно быть увеличено, что тоже неприемлемо.
Признаки зависимых пунктов формулы, а именно то, что: обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме:
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 «Химеко ТК-3».
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 боковой отводной канал обвязки устья с задвижкой.
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 Ca, 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 асфальтосмолопарафиновых отложений, температуру в прискважинной зоне пласта. При определенных значениях выше отмеченных параметров - содержании кварца не более 50% масс., глины более 10% масс., содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти более 30% масс. и температуры в прискважинной зоне пласта - 80-100°С применяют кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3% масс. соляной кислотой в соотношении с последней как 1:(2÷4) масс. соответственно.
При этом расход композиции принимают в расчете 1,5-5,0 м3 на 1 метр толщины пласта.
Данный способ, в рамках дополнительной оптимизации, имеет возможность обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины оптимальным количеством обрабатывающего средства в реальном времени. Избыточное количество обрабатывающего средства ведет к образованию вторичных осадков, время накопления которых ведет к необратимой кольматации обрабатываемой среды. 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 различных пластах определяют вещественный состав пород. Устанавливают, что один из пластов толщиной 5 м содержит более 17% масс. глины и 43% масс. кварца, содержание в нефти пласта асфальто-смолопарафиновых веществ - 35% масс., а температура в прискважинной зоне пласта - 100°С. Для этих условий в качестве обрабатывающего средства принимают кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3%-ной масс. соляной кислотой в соотношении первой с последней как 1:2 (масс.).
Предусматривают возможность контроля за состоянием обрабатываемой среды - прискважинной зоны пласта добывающей скважины с помощью применяемого обрабатывающего средства - кислотной композиции «Химеко ТК-3. Для этого в скважину спускают зонд на геофизическом кабеле для углеродно-кислородного каротажа - УКК через лубрикатор центрального канала обвязки устья скважины. Осуществляют подачу кислотной композиции «Химеко ТК-3» в соотношении с 3%-ной масс. соляной кислотой как 1:2 масс. Подачу осуществляют через боковой отводной канал обвязки устья с задвижкой с расходом 1,8 м3 на 1 метр толщины пласта - 9 м3. Затем осуществляют выдержки 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 содержание кислотной композиции «Химеко ТК-3» изменяют. Операцию повторяют с новым содержанием обрабатывающей композиции и продолжением контроля до получения необходимого результата. В рамках каждого случая 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 (5)
1. Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины, включающий определение вещественного состава породы пласта в обрабатываемой зоне с помощью углеродно-кислородного каротажа - УКК непосредственно после бурения скважины и, при содержании в породе пласта кварца не более 50%, глины более 10% и содержании в нефти пласта асфальтосмолопарафиновых веществ более 30%, а температуры в прискважинной зоне пласта 80-100°С в качестве обрабатывающего средства используют кислотную композицию «Химеко ТК-3», разбавленную 3%-ной соляной кислотой в соотношении с последней, как 1:(2÷4) соответственно.
2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что обрабатывающее средство подают в пласт в нестационарном режиме.
3. Способ по п.2, характеризующийся тем, что нестационарный режим задают изменением производительности подачи обрабатывающего средства в пласт.
4. 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.
5. 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 |
|---|---|---|---|
| RU2011129705/03A RU2473800C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129705/03A RU2473800C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2473800C1 true RU2473800C1 (ru) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807053
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129705/03A RU2473800C1 (ru) | 2011-07-19 | 2011-07-19 | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473800C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4151878A (en) * | 1977-08-15 | 1979-05-01 | The Dow Chemical Company | Method for acidizing a subterranean formation |
| RU2103496C1 (ru) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ увеличения приемистости терригенного глинизированного пласта |
| UA72622C2 (en) * | 2002-12-28 | 2005-03-15 | Public Corp Ukrnafta | Method for acid treatment of mudded beds |
| 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 |
| UA88196C2 (ru) * | 2007-11-14 | 2009-09-25 | Відкрите Акціонерне Товариство "Укрнафта" | Способ кислотного действия на призабойную и отдаленную зону пласта |
| UA91583C2 (ru) * | 2008-08-07 | 2010-08-10 | Відкрите Акціонерне Товариство "Укрнафта" | Способ кислотного воздействия в добывающей скважине |
-
2011
- 2011-07-19 RU RU2011129705/03A patent/RU2473800C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4151878A (en) * | 1977-08-15 | 1979-05-01 | The Dow Chemical Company | Method for acidizing a subterranean formation |
| RU2103496C1 (ru) * | 1994-08-03 | 1998-01-27 | Научно-производственное управление акционерного общества "Оренбургнефть" | Способ увеличения приемистости терригенного глинизированного пласта |
| UA72622C2 (en) * | 2002-12-28 | 2005-03-15 | Public Corp Ukrnafta | Method for acid treatment of mudded beds |
| 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 |
| UA88196C2 (ru) * | 2007-11-14 | 2009-09-25 | Відкрите Акціонерне Товариство "Укрнафта" | Способ кислотного действия на призабойную и отдаленную зону пласта |
| UA91583C2 (ru) * | 2008-08-07 | 2010-08-10 | Відкрите Акціонерне Товариство "Укрнафта" | Способ кислотного воздействия в добывающей скважине |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| БУЛАТОВ А.И. и др. Освоение скважин. - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999, с.304, 305, 320, 321. x * |
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.24, 25, 34, 35, 37, 87-94, 124, 200. Р&# * |
| 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. 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. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Morrow et al. | Improved oil recovery by low-salinity waterflooding | |
| Cui et al. | Geochemical reactions and their influence on petrophysical properties of ultra-low permeability oil reservoirs during water and CO2 flooding | |
| Naseri et al. | Effect of temperature and calcium ion concentration on permeability reduction due to composite barium and calcium sulfate precipitation in porous media | |
| Tang et al. | Mineral dissolution and mobilization during CO2 injection into the water-flooded layer of the Pucheng Oilfield, China | |
| CN109810687B (zh) | 一种适用于低渗煤层气储层增产的环保型酸化工作液 | |
| CN104806212B (zh) | 一种水驱油田优势通道形成机理及发育情况的分析方法 | |
| CN109900232B (zh) | 缝面含可溶盐裂缝性地层钻井液防漏方法 | |
| Hassan et al. | Performance analysis of thermochemical fluids in removing the gas condensate from different gas formations | |
| Spencer et al. | Geochemical phenomena between Utica‐Point Pleasant shale and hydraulic fracturing fluid | |
| RU2453696C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Wang et al. | Calcium carbonate scale inhibition: Effects of EOR chemicals | |
| CN103308667A (zh) | 一种测量含油岩心中二氧化碳非混相驱时原油沥青质沉淀量的方法 | |
| RU2473800C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта добывающей скважины | |
| Palsson et al. | The water injection process: a technical and economic integrated approach | |
| RU2469190C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны пласта | |
| Shafiq et al. | Investigation of changing pore topology and porosity during matrix acidizing using different chelating agents | |
| Yili et al. | Influence of dvilling fluid on stress sensitivity of coalbed reservoir | |
| Franco et al. | Analysis of Deposition Mechanism of Mineral Scales Precipitating in the Sandface and Production Strings of Gas-Condensate Wells | |
| Gladkov | Development of a new well-killing fluid based on oil-wetting agent Ng-1 for polymineral low-permeable reservoirs | |
| Liu et al. | Simulation of CO 2-Water-Rock Interaction Processes-Mineral Scaling Problems in Saline Formations | |
| Nader et al. | Evaluation of main pay-Zubair Formation after operations re-injection of produced water directly in Rumaila Oil Field norths under matrix condition | |
| He | Technical Research of Composite Blockage Remover Technology in Dongrengou Oil Region of Dingbian Oilfield | |
| RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
| RU2600137C1 (ru) | Способ технологической обработки скважины | |
| Aneto | An in-depth investigation of an aluminum chloride retarded mud acid system on sandstone reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190720 |