RU2494246C1 - Treatment method of bore-hole zone - Google Patents
Treatment method of bore-hole zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494246C1 RU2494246C1 RU2012139854/03A RU2012139854A RU2494246C1 RU 2494246 C1 RU2494246 C1 RU 2494246C1 RU 2012139854/03 A RU2012139854/03 A RU 2012139854/03A RU 2012139854 A RU2012139854 A RU 2012139854A RU 2494246 C1 RU2494246 C1 RU 2494246C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- stage
- injection
- well
- mpa
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 31
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 aluminum hydroxyl chloride Chemical compound 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000010435 syenite Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке околоскважинной зоны.The invention relates to the oil industry and may find application in the acid treatment of the near-wellbore zone.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта, который включает закачку отклонителя - углеводородного геля, приготовленного с использованием гелеобразователя «Химеко-Н», активатора «Химеко-Н» и дизельного топлива и последующую обработку, по меньшей мере, одной низкопроницаемой зоны пласта соляной кислотой с концентрацией от 12 до 24%, при этом при повторных операциях обработки соляную кислоту применяют с убывающей концентрацией и уменьшением ее объемов (Патент РФ №2456444, опубл. 20.07.2012).A known method of acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir, which includes the injection of a diverter - a hydrocarbon gel prepared using the Himeko-N gelling agent, the Himeko-N activator and diesel fuel and subsequent treatment of at least one low-permeability zone of the formation with hydrochloric acid with a concentration of from 12 to 24%, while in repeated processing operations, hydrochloric acid is used with a decreasing concentration and a decrease in its volume (RF Patent No. 2456444, publ. 20.07.2012).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей кислоту, и композиции, содержащей поверхностно-активное вещество (ПАВ) и жидкий углеводород, кислотная композиция содержит дополнительно замедлитель реакции с породой пласта - или Цеолит, или крошку синтетических цеолитов, или концентрат сиенитовый алюмощелочной, или лигносульфанаты технические, или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, или Полицелл КМЦ марки КМЦ-9Н, КМЦ-9С, или алюмохлорид, или гидроксохлористый алюминий, при следующем соотношении компонентов, мас.%: кислота 97,5-99,9, указанный замедлитель 0,1-2,5, закачку кислотной композиции осуществляют перед или одновременно с композицией, содержащей ПАВ и жидкий углеводород при их соотношении мас.%: ПАВ 5-16, жидкий углеводород 84-95, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2295635, опублик. 20.03.2007 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of extracting oil by injecting into the formation an acid composition containing acid and a composition containing a surfactant and a liquid hydrocarbon, the acid composition additionally contains a moderator of the reaction with the formation rock - or Zeolite, or crumb of synthetic zeolites, or syenite alumina alkali concentrate, or industrial lignosulfonates, or carboxymethyl cellulose - KMTS, or Politsell KMTS KMTS-9N, KMTs-9S, or alumochlori or aluminum hydroxyl chloride, in the following ratio of components, wt.%: acid 97.5-99.9, said moderator 0.1-2.5, the acid composition is injected before or simultaneously with the composition containing surfactant and liquid hydrocarbon when they are the ratio of wt.%: surfactant 5-16, liquid hydrocarbon 84-95, with a ratio of its volume to the volume of the acid composition from 2 to 4. Moreover, the components are pumped simultaneously into production and injection wells (RF Patent No. 2295635, published. 03/20/2007 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки.A common disadvantage of the known methods is the low processing efficiency, expressed in a slight increase in well productivity after treatment.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки.In the proposed invention solves the problem of increasing processing efficiency.
Задача решается способом обработки околоскважинной зоны, включающим на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м3, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м3 при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию.The problem is solved by the method of processing the near-wellbore zone, including at the first stage the injection of a 0.5-1.5% solution of surfactant into the well in formation water in a volume of 100-200 m 3 , at the second stage the injection of a 10-15% aqueous solution of saline acid in the amount of 0.25-0.5 m 3 per 1 linear m perforated formation thickness at an initial pressure equal to the final injection pressure in the previous stage; in the third stage, the injection of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution with a reaction inhibitor acid with rock in the amount of 2-5% of the volume of acid solution in the volume of injections and the rate of 1-1.5 m 3 per 1 m linear perforated power reservoir at an initial pressure equal the final pressure of the injection in the previous step, by formation water in the amount of 100-200 m 3 at an initial pressure equal the final pressure in the previous stage injection , technological exposure for 16-48 hours and putting the well into operation.
Предварительно могут выполнять закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа.Previously, they can perform injection of produced water into the well to increase the injection pressure at the wellhead to 1-2 MPa.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти.Carbonate formations are characterized by multidirectional fracturing, heterogeneity and low oil recovery.
В случае высокой вязкости добываемой нефти после дренирования из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорации скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти, вызванное неньютоновскими свойствами пластового флюида. Существующие технологии недостаточно эффективны в этих условиях. Предлагаемая комплексная обработка карбонатного коллектора направлена на вовлечение в разработку низкопроницаемых и изолированных зон пласта. Следствием этого является повышение дебита скважины и в конечном счете коэффициента извлечения нефти.In the case of high viscosity of the produced oil after drainage from the reservoir adjacent directly to the well perforation zone, a sharp drop in oil production is observed due to non-Newtonian properties of the formation fluid. Existing technologies are not effective enough in these conditions. The proposed complex treatment of the carbonate reservoir is aimed at involving low-permeability and isolated zones of the formation in the development. The consequence of this is an increase in the flow rate of the well and ultimately the oil recovery ratio.
В ходе обработки осуществляют изменение поля давлений пласта за счет нагнетания пластовой воды, увеличивают проницаемость низкопроницаемой части пласта и выравнивание профиля приемистости путем добавления в нагнетаемую воду ПАВ, улучшают коллекторские свойства пласта за счет использования соляной кислоты, увеличивают охват кислотного воздействия на пласт путем добавления замедлителя реакции кислоты с породой.During the treatment, the pressure field of the formation is changed by injecting formation water, increasing the permeability of the low-permeable part of the formation and aligning the injectivity profile by adding surfactants to the injected water, improving the reservoir properties of the formation by using hydrochloric acid, and increasing the coverage of acid exposure to the formation by adding a reaction inhibitor acids with the breed.
При повышенной приемистости скважины, т.е. при давлении закачки близком к нулю, производят предварительную закачку пластовой воды в объеме порядка 400-600 м3 до увеличения давления закачки до 1-2 МПа. В случае, когда давление закачки более 1 МПа, предварительную закачку пластовой воды для повышения давления закачки не производят.With increased injectivity of the well, i.e. at an injection pressure close to zero, pre-injection of produced water is carried out in a volume of about 400-600 m 3 until the injection pressure is increased to 1-2 MPa. In the case when the injection pressure is more than 1 MPa, pre-injection of produced water to increase the injection pressure is not performed.
Важным моментом является непрерывность выполнения всех работ, т.е. закачку компонентов на последующем этапе работ с начальным давлением, равным конечному давлению на предыдущем этапе.An important point is the continuity of all work, i.e. component injection at a subsequent stage of work with an initial pressure equal to the final pressure at the previous stage.
Существенным признаком предложенного изобретения является соотношение объемов закачки раствора соляной кислоты и раствора соляной кислоты с замедлителем как (0,25-0,5):(1,0-1,5). Как показала практика именно такое соотношение позволяет в наибольшей степени добиться увеличения дебита скважины в результате обработки.An essential feature of the proposed invention is the ratio of injection volumes of a hydrochloric acid solution and a hydrochloric acid solution with a moderator as (0.25-0.5) :( 1.0-1.5). As practice has shown, it is precisely this ratio that makes it possible to achieve the greatest increase in well production as a result of processing.
Соотношение компонентов в растворах и объемы закачиваемых компонентов определены из практики как наиболее оптимальные для решения поставленной задачи. Выход за заявленные пределы приводит к снижению эффективности обработки.The ratio of components in solutions and the volumes of injected components are determined from practice as the most optimal for solving the task. Exceeding the declared limits leads to a decrease in processing efficiency.
В качестве ПАВ используют Сульфен-35, выпускаемый согласно ТУ 2481-001-72649752-2004 изм. №1, либо Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002), либо другой аналогичный ПАВ.As surfactants use Sulfene-35, manufactured according to TU 2481-001-72649752-2004 rev. No. 1, either Neftenol K (TU 2483-065-17197708-2002), or another similar surfactant.
В качестве замедлителя реакции соляной кислоты с породой используют ТХП-1, выпускаемый согласно ТУ 2481-002-72650092-2009, либо СНПХ-8903 А (ТУ 2458-314-05765670-2006 с изм. №1). Могут быть использованы классические замедлители, указанные при описании прототипа.As a moderator of the reaction of hydrochloric acid with the rock, use is made of THP-1, manufactured according to TU 2481-002-72650092-2009, or SNPCH-8903 A (TU 2458-314-05765670-2006 with amendment No. 1). Can be used classic moderators specified in the description of the prototype.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают Ерыклинское месторождение Башкирский ярус. Коллектор - карбонатный. Средний дебит скважин 1,6 т/сут, средняя обводненность 11,6%. Пласт имеет пористость 13,2%, проницаемость 81,3 мкм2 *10-3, нефтенасыщенность 82,4%, начальное пластовое давление 9 МПа, глубина подошвы пласта 1041,5 м, пластовая температура 23°C, вязкость нефти в пластовых условиях 292,5 мПа*с, плотность нефти 937 кг/м3.Example 1. Develop the Yeryklinskoye field Bashkir stage. The collector is carbonate. The average well flow rate is 1.6 tons / day, the average water cut is 11.6%. The reservoir has a porosity of 13.2%, permeability of 81.3 μm 2 * 10 -3 , oil saturation of 82.4%, the initial reservoir pressure of 9 MPa, the depth of the bottom of the reservoir 1041.5 m, reservoir temperature 23 ° C, the viscosity of the oil in the reservoir 292.5 MPa * s, oil density 937 kg / m 3 .
Через остановленную нефтедобывающую скважину №1 в пласт с карбонатным коллектором предварительно закачивают пластовую воду в объеме 400 м3 при начальном давлении на устье 0 МПа и конечном давлении 1,0 МПа, на первом этапе закачивают 0,5%-ный раствор Сульфена-35 в пластовой воде в объеме 100 м3 при начальном давлении 1,0 МПа и конечном давлении 0,3 МПа, на втором этапе закачивают 10%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3,5 м3 (0,25 м3 на 1 п.м перфорированной мощности) при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,3 МПа, на третьем этапе закачивают 14 м3 (1 м3 на 1 п.м перфорированной мощности пласта) 10%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в объеме 2% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,3 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 100 м3 при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 16 часов и вводят скважину в эксплуатацию.Formation water in a volume of 400 m 3 is pre-pumped through a stopped oil producing well No. 1 into a reservoir with a carbonate reservoir at an initial pressure at the wellhead of 0 MPa and a final pressure of 1.0 MPa, at the first stage, a 0.5% solution of Sulfene-35 is pumped into formation water in a volume of 100 m 3 at an initial pressure of 1.0 MPa and a final pressure of 0.3 MPa, at the second stage, a 10% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped in a volume of 3.5 m 3 (0.25 m 3 per 1 p .m perforated power) at an initial pressure of 0.3 MPa and a final pressure of 0.3 MPa, in the third stage I upload 3 14 m (1 m 3 per 1 rm perforated seam thickness) of 10% hydrochloric acid to the reaction retarder HCI-1 in a volume of 2% by volume acid solution at an initial pressure of 0.3 MPa and a final pressure of 0.5 MPa, produced by the injection of produced water in a volume of 100 m 3 at an initial pressure of 0.5 MPa and a final pressure of 1 MPa, technological exposure is carried out for 16 hours and the well is put into operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,5 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.8 to 4.5 m 3 / day.
Пример 2. Выполняют как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Через остановленную нефтедобывающую скважину №2 в пласт с карбонатным коллектором на первом этапе закачивают 1%-ный раствор Нефтенола К в пластовой воде в объеме 150 м3 при начальном давлении 1,7 МПа и конечном давлении 0,25 МПа, на втором этапе закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 10 м3 (0,4 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,25 МПа, на третьем этапе закачивают 30 м3 (1,2 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 12%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции СНПХ-8903 А в количестве 3,5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 0,25 МПа и конечном давлении 0,5 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 150 м3 при начальном давлении 0,5 МПа и конечном давлении 1,8 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов и вводят скважину в эксплуатацию.At the first stage, 1% solution of Neftenol K in formation water in a volume of 150 m 3 at an initial pressure of 1.7 MPa and a final pressure of 0.25 MPa is pumped through a stopped oil production well No. 2 into a reservoir with a carbonate reservoir; at the second stage, 12 an aqueous solution of hydrochloric acid in a volume of 10 m 3 (0.4 m 3 per linear meter of perforated reservoir thickness) at an initial pressure of 0.25 MPa and a final pressure of 0.25 MPa, 30 m 3 are pumped at the third stage (1 , 2 m 3 per linear meter of perforated reservoir thickness) 12% hydrochloric acid solution with moderator we take the reactions SNPCH-8903 A in an amount of 3.5% of the volume of the acid solution at an initial pressure of 0.25 MPa and a final pressure of 0.5 MPa, we produce squeezed formation water in a volume of 150 m 3 at an initial pressure of 0.5 MPa and a final pressure 1.8 MPa, hold technological exposure for 24 hours and put the well into operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,8 до 4,8 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.8 to 4.8 m 3 / day.
Пример 3. Выполняют как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Через остановленную нефтедобывающую скважину №3 в пласт с карбонатным коллектором предварительно закачивают пластовую воду в объеме 600 м3 при начальном давлении на устье 0 МПа и конечном давлении 2,0 МПа, на первом этапе закачивают 1,5%-ный раствор Сульфена-35 в пластовой воде в объеме 200 м3 при начальном давлении 2,0 МПа и конечном давлении 0,2 МПа, на втором этапе закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 12 м3 (0,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) при начальном давлении 0,2 МПа и конечном давлении 1 МПа, на третьем этапе закачивают 36 м3 (1,5 м3 на 1 погонный м перфорированной мощности пласта) 15%-ного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции ТХП-1 в количестве 5% от объема раствора кислоты при начальном давлении 1 МПа и конечном давлении 1,6 МПа, производят продавку пластовой водой в объеме 200 м3 при начальном давлении 1,6 МПа и конечном давлении 2,6 МПа, проводят технологическую выдержку в течение 48 часов и вводят скважину в эксплуатацию.Formation water in a volume of 600 m 3 is pre-pumped through a stopped oil production well No. 3 into a reservoir with a carbonate reservoir at an initial pressure at the wellhead of 0 MPa and a final pressure of 2.0 MPa, at the first stage, a 1.5% solution of Sulfene-35 is pumped into formation water in a volume of 200 m 3 at an initial pressure of 2.0 MPa and a final pressure of 0.2 MPa; at the second stage, a 15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped in a volume of 12 m 3 (0.5 m 3 per 1 m perforated reservoir power) at an initial pressure of 0.2 MPa and a final pressure of 1 MPa, on the third this e is pumped 36 m 3 (1.5 m 3 per 1 m linear perforated seam thickness) of a 15% solution of hydrochloric acid HCI retarder-1 reaction in an amount of 5% by volume acid solution at an initial pressure of 1 MPa and a final pressure of 1 6 MPa, produced by the injection of produced water in a volume of 200 m 3 at an initial pressure of 1.6 MPa and a final pressure of 2.6 MPa, hold technological exposure for 48 hours and put the well into operation.
В результате дебит скважины увеличился с 1,5 до 4,4 м3/сут.As a result, the flow rate of the well increased from 1.5 to 4.4 m 3 / day.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки околоскважинной зоны.The application of the proposed method will improve the processing efficiency of the near-wellbore zone.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139854/03A RU2494246C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Treatment method of bore-hole zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012139854/03A RU2494246C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Treatment method of bore-hole zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2494246C1 true RU2494246C1 (en) | 2013-09-27 |
Family
ID=49254091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012139854/03A RU2494246C1 (en) | 2012-09-19 | 2012-09-19 | Treatment method of bore-hole zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2494246C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579044C1 (en) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Method of processing oil-containing formation |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| RU2757456C1 (en) * | 2020-07-27 | 2021-10-18 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2778752C1 (en) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2295635C2 (en) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil production method |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2456444C2 (en) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone |
-
2012
- 2012-09-19 RU RU2012139854/03A patent/RU2494246C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2295635C2 (en) * | 2005-03-21 | 2007-03-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil production method |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
| RU2456444C2 (en) * | 2010-07-30 | 2012-07-20 | Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.23-27, 97, 98, 124-132. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579044C1 (en) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Method of processing oil-containing formation |
| RU2708924C1 (en) * | 2018-12-27 | 2019-12-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |
| WO2020139167A1 (en) * | 2018-12-27 | 2020-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Фонд НДК" | Method for increasing oil recovery from a carbonaceous oil formation by building up formation pressure |
| RU2757456C1 (en) * | 2020-07-27 | 2021-10-18 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water |
| RU2766183C1 (en) * | 2021-05-26 | 2022-02-09 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone |
| RU2778752C1 (en) * | 2021-10-19 | 2022-08-24 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | HEAVY WELL-KILLING LIQUID WITHOUT SOLID PHASE WITH A DENSITY OF UP TO 1450 kg/m3 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106050213B (en) | A self-steering diversion acidizing method for sandstone reservoirs | |
| NZ625797A (en) | A method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation | |
| MX360817B (en) | Enhanced oil recovery process using low salinity water. | |
| CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
| US9033047B2 (en) | Enhanced oil recovery in low permeability reservoirs | |
| CN106801597A (en) | Heavy crude reservoir combined type flooding method and displacement composition | |
| CN105349131A (en) | Shale gas reservoir deep transformation method based on acidic slickwater | |
| CN102287176A (en) | Coal bed pressing crack liquid system | |
| RU2494246C1 (en) | Treatment method of bore-hole zone | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| CN102051161B (en) | Thick oil huff and puff deep channel blocking system and injection method thereof | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| RU2490444C1 (en) | Method for near well-bore treatment with acid | |
| CN104790933A (en) | Coal seam gas-generating fracturing fluid and construction technology thereof | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
| US10738233B2 (en) | Pressure pulse assisted injection water flooding processes for carbonate reservoirs | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| CN103694977B (en) | A kind of anti-shearing delay cross linking organic profile control agent | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| CN105804710A (en) | Method for improving gas injection driving effect of low-permeability fractured reservoir | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| CN111594124A (en) | Shallow tight oil reservoir imbibition fracturing method, fracturing system for shallow tight oil reservoir and discharge-free imbibition fracturing fluid | |
| RU2648135C1 (en) | Method of oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180920 |