RU2513586C1 - Treatment method of bottom-hole formation zone - Google Patents
Treatment method of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2513586C1 RU2513586C1 RU2013118606/03A RU2013118606A RU2513586C1 RU 2513586 C1 RU2513586 C1 RU 2513586C1 RU 2013118606/03 A RU2013118606/03 A RU 2013118606/03A RU 2013118606 A RU2013118606 A RU 2013118606A RU 2513586 C1 RU2513586 C1 RU 2513586C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- flow rate
- solvent
- well
- acid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 19
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims abstract 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 abstract 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 abstract 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 101100008049 Caenorhabditis elegans cut-5 gene Proteins 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 3
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 241000382509 Vania Species 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in the processing of the bottomhole formation zone.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку растворителя и кислотного раствора (Авторское свидетельство СССР №1652520, опубл. 30.05.1991).A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the sequential injection of solvent and acid solution (USSR Author's Certificate No. 1652520, publ. 30.05.1991).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта, сущность изобретения которого сводится к последовательной закачке в нефтяной пласт оторочки растворителя для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) и кислотного раствора, содержащего плавиковую кислоту и/или соляную кислоту и реагент Катапин КИ-1, при соотношении объемов закачиваемых оторочек растворителя и кислотного раствора от 2:1 до 0,5:1 соответственно. В качестве растворителя используется растворитель или смесь растворителей, способных растворять АСПО конкретного месторождения. Кислотный раствор содержит фторсодержащую смесь и реагент КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: фторсодержащая смесь 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5. Фторсодержащая смесь содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода. Повышается эффективность кислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин (Патент РФ №2117150, опубл. 10.08.1998 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of acid treatment of the bottom-hole formation zone, the essence of the invention of which is the sequential injection of oil rims in the oil reservoir to remove asphalt-resinous and paraffinic deposits (ASPO) and an acid solution containing hydrofluoric acid and / or hydrochloric acid and reagent Catapine KI-1, with a ratio of the volumes of injected solvent rims and acid solution from 2: 1 to 0.5: 1, respectively. The solvent used is a solvent or a mixture of solvents capable of dissolving the AFS of a particular deposit. The acid solution contains a fluorine-containing mixture and a KI-1 reagent in the following ratios of components, wt.%: Fluorine-containing mixture 95-99.5, Catapine KI-1 0.5-5. The fluorine-containing mixture contains 2-8 wt.% Hydrogen fluoride and 10-30 wt.% Hydrogen chloride. The efficiency of acid treatments of the bottom-hole zone of the reservoir of production wells is increased (RF Patent No. 2111750, publ. 08/10/1998 - prototype).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of cleaning the bottom-hole zone, which results in low productivity of the well after treatment.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole formation zone.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем последовательную закачку растворителя АСПО и водного раствора кислоты, согласно изобретению разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием, при этом в качестве растворителя используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.The problem is solved in that in the method for treating the bottom-hole zone of the formation, which includes sequential injection of the AFS solvent and an aqueous acid solution, according to the invention, the well space is separated above and below the perforation interval, the solvent, the acid reagent and the squeezing liquid are pumped into the separated space with the maximum possible flow rate at pressure not more than 5 MPa, carry out technological exposure for the reaction of the components, master the well by swabbing, while using as a solvent a mixture of solvents MIA-prom, ITPS-RS and industrial water with a volume ratio of components (0.34-0.38) :( 0.03-0.05) :( 0.57-0.63), as an acid reagent - PAX, and oil as a selling fluid.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В процессе эксплуатации скважины состояние призабойной зоны пласта (ПЗП) неуклонно ухудшается. Важнейшим элементом в повышение эффективности эксплуатации скважины является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны и продуктивного пласта, в частности его фильтрационно-емкостных характеристик. Одним из причин снижения продуктивности нефтяных скважин, связанных со снижением нефтепроницаемости коллекторов является загрязнение призабойной зоны и самого пласта высокомолекулярными асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) нефти. Общим недостатком известных способов очистки ПЗП является невысокая эффективность очистки призабойной зоны, следствием чего является невысокая продуктивность скважины после обработки В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта. Задача решается следующим образом.During the operation of the well, the condition of the bottom-hole formation zone (PZP) is steadily deteriorating. The most important element in improving the efficiency of well operation is the preservation of the reservoir properties of the bottomhole zone and the reservoir, in particular its filtration-capacitive characteristics. One of the reasons for the decrease in productivity of oil wells associated with a decrease in the oil permeability of reservoirs is contamination of the bottom-hole zone and the formation itself with high molecular weight asphaltene-tar-paraffin deposits (paraffin deposits) of oil. A common disadvantage of the known methods for cleaning PZP is the low efficiency of cleaning the bottom-hole zone, which results in low productivity of the well after treatment. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation. The problem is solved as follows.
Проводят обработку призабойной зоны пласта. Разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации. Закачивают в разобщенное пространство растворитель, кислотный реагент и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа. Проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя используют МИА-пром, в качестве кислотного реагента - ПАКС, а в качестве продавочной жидкости - нефть.Conduct treatment of the bottomhole formation zone. Separate the space of the well above and below the perforation interval. Solvent, acid reagent and squeezing liquid are pumped into the separated space with the maximum possible flow rate at a pressure of not more than 5 MPa. Carry out technological exposure for the response of the components, master the well by swabbing. MIA-prom is used as a solvent, PAX is used as an acid reagent, and oil is used as a squeezing liquid.
Растворитель МИА-пром представляет собой композиционную смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки, соответствует ТУ 2458-011-27913102-2001. Представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета без механических примесей, плотность не менее 750 кг/м3, с температурой начала кипения не ниже 33°C и температурой конца кипения не выше 300°C.The solvent MIA-prom is a composite mixture of saturated and aromatic hydrocarbons and activating additives, corresponds to TU 2458-011-27913102-2001. It is a liquid from light yellow to dark brown in color without mechanical impurities, a density of at least 750 kg / m 3 , with a boiling point not lower than 33 ° C and a boiling point no higher than 300 ° C.
Кислотный состав ИТПС-РС - смесь ингибированной соляной кислоты и активных добавок, соответствует ТУ 2458-193-83459339-2009. Представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода 10-15%, плотность 1,011-1,124 г/см3, температура застывания минус 20°C.The acid composition of ITPS-RS is a mixture of inhibited hydrochloric acid and active additives, corresponds to TU 2458-193-83459339-2009. Is a liquid from colorless to brown, the mass fraction of hydrogen chloride 10-15%, density of 1,011-1,124 g / cm 3, a pour point of minus 20 ° C.
Поверхностно-активный кислотный состав ПАКС включает (мас.%) 22-25%-ный раствор соляной кислоты - 90, поверхностно-активное вещество типа МЛ-81Б, ФЛЭК-2, кубовые остатки бутиловых спиртов или изопропиловый спирт - 3, деэмульгатор водорастворимый - 2, уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации - 3. ПАКС выпускается в соответствии с ТУ 2458-156-00147588-2007 и представляет собой прозрачную жидкость от сетло-коричневого до темно-коричневого цвета, массовая доля хлористого водорода - 20-22%, межфазное натяжение на границе с нефтью не более 0,15 мН/м, температура застывания - минус 25°C.The surfactant acid composition of PAX includes (wt.%) A 22-25% solution of hydrochloric acid - 90, a surfactant such as ML-81B, FLEK-2, bottoms of butyl alcohol or isopropyl alcohol - 3, a water-soluble demulsifier - 2, acetic acid of at least 80% concentration - 3. PAX is produced in accordance with TU 2458-156-00147588-2007 and is a transparent liquid from a net brown to dark brown color, the mass fraction of hydrogen chloride is 20-22 %, interfacial tension at the border with oil no more than 0.15 mN / m, stagnation temperature vania - minus 25 ° C.
Механизм действия растворителя основан на очистке порового пространства призабойной зоны и пласта от органических высокомолекулярных АСПО, что позволяет усилить кислотное воздействие с поверхностью породы и увеличить глубину проникновения кислотного состава в пласт.The mechanism of action of the solvent is based on cleaning the pore space of the bottomhole zone and the formation from organic high molecular weight paraffin deposits, which allows you to enhance the acid effect with the rock surface and increase the depth of penetration of the acid composition into the formation.
За счет данного способа достигается транспортирование кислоты по трещинам вглубь пласта, что позволяет повышать охват пласта воздействием и увеличивает область дренирования скважины.Due to this method, the transportation of acid through cracks deep into the formation is achieved, which allows to increase the coverage of the formation by exposure and increases the area of well drainage.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Выполняют обработку призабойной зоны пласта в нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Скважиной вскрыт Башкирский ярус на отметках 1108-1464 м.Example 1. Perform the processing of the bottomhole formation zone in an oil well with a horizontal wellbore. The well was cased with a production string with a diameter of 168 mm. The Bashkirian line was opened at a mark of 1108-1464 m.
На глубине 1240 м устанавливают пакер ПРО-ЯМО, на глубине 1170 м устанавливают пакер ПРО ШМС. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с максимально возможным расходом 3,5 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,36:0,04:0,60 в объеме 7,0 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.At a depth of 1240 m, the PRO-YamO packer is installed, at a depth of 1170 m, the ABMS packer is installed. A mixture of solvents MIA-prom, ITPS-RS and industrial water is pumped into the string of tubing with the maximum possible flow rate of 3.5 l / s with a volume ratio of components of 0.36: 0.04: 0.60, respectively 7.0 m 3 at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer.
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3,5 л/с ПАКС в объеме 30,0 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,64 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Осваивают скважину свабированием.Injected into the tubing with the maximum possible flow rate of 3.5 l / s PAX in a volume of 30.0 m 3 at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer. Pumping liquid (oil) in the volume of 6.64 m 3 is pumped into the tubing with the maximum possible flow rate at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer. Carry out technological exposure for 3 hours. Develop a well by swabbing.
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м3/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7 м3/сут, по нефти - 6,1 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.The well flow rate by liquid prior to treatment was 0.8 m 3 / day, by oil - 0.7 t / day, water cut - 5%, after treatment, the well flow rate by liquid was 7 m 3 / day, by oil - 6.1 t / day, water cut - 5%. The increase in flow rate was almost an order of magnitude. In similar conditions, processing of the prototype led to an increase in flow rate of not more than 2 times.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,34:0,03:0,63 в объеме 6,9 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.Example 2. Perform as example 1. Injected into the tubing with a maximum possible flow rate of 4 l / s a mixture of solvents MIA-prom, ITPS-RS and industrial water with a volume ratio of components, respectively, of 0.34: 0.03: 0.63 in a volume of 6 , 9 m 3 at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer.
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 4 л/с ПАКС в объеме 31,0 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,60 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Осваивают скважину свабированием.They are pumped into the tubing with the maximum possible flow rate of 4 l / s PAX in a volume of 31.0 m 3 at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer. Pumping liquid (oil) in the amount of 6.60 m 3 is pumped into the tubing with the maximum possible flow rate at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and the tightness of the packer is monitored. Carry out technological exposure for 4 hours. Develop a well by swabbing.
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м3/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,1 м3/сут, по нефти - 6,2 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 разаThe well flow rate by liquid before treatment was 0.8 m 3 / day, by oil - 0.7 t / day, water cut - 5%, after treatment, the well flow rate by liquid was 7.1 m 3 / day, by oil - 6, 2 t / day, water cut - 5%. The increase in flow rate was almost an order of magnitude. In similar processing conditions for the prototype led to an increase in flow rate of not more than 2 times
Пример 3. Выполняют как пример 1. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов соответственно 0,38:0,05:0,57 в объеме 7,1 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера.Example 3. Perform as example 1. Injected into the tubing with the maximum possible flow rate of 3 l / s a mixture of solvents MIA-prom, ITPS-RS and industrial water with a volume ratio of components, respectively, of 0.38: 0.05: 0.57 in a volume of 7 , 1 m 3 with a pressure at the wellhead of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer.
Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом 3 л/с ПАКС в объеме 29,0 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контролем герметичности пакера. Закачивают в НКТ с максимально возможным расходом продавочную жидкость (нефть) в объеме 6,70 м3 при давлении на устье скважины не более 5,00 МПа и контроле герметичности пакера. Проводят технологическую выдержку в течение 2,5 часов. Осваивают скважину свабированием.They are pumped into the tubing with the maximum possible flow rate of 3 l / s PAX in a volume of 29.0 m 3 at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer. Pumping liquid (oil) in the amount of 6.70 m 3 is pumped into the tubing with the maximum possible flow rate at a wellhead pressure of not more than 5.00 MPa and tightness control of the packer. Carry out technological exposure for 2.5 hours. Develop a well by swabbing.
Дебит скважины по жидкости до обработки составлял 0,8 м3/сут, по нефти - 0,7 т/сут, обводненность - 5%, после обработки дебит скважины по жидкости составил 7,0 м3/сут, по нефти - 6,0 т/сут, обводненность - 5%. Увеличение дебита составило почти на порядок. В аналогичных условиях обработки по прототипу приводили к увеличению дебита не более чем в 2 раза.The well flow rate by liquid before treatment was 0.8 m 3 / day, by oil - 0.7 t / day, water cut - 5%, after treatment, the well flow rate by liquid was 7.0 m 3 / day, by oil - 6, 0 t / day, water cut - 5%. The increase in flow rate was almost an order of magnitude. In similar conditions, processing of the prototype led to an increase in flow rate of not more than 2 times.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности обработки призабойной зоны пласта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole formation zone.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013118606/03A RU2513586C1 (en) | 2013-04-23 | 2013-04-23 | Treatment method of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013118606/03A RU2513586C1 (en) | 2013-04-23 | 2013-04-23 | Treatment method of bottom-hole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2513586C1 true RU2513586C1 (en) | 2014-04-20 |
Family
ID=50480969
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013118606/03A RU2513586C1 (en) | 2013-04-23 | 2013-04-23 | Treatment method of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2513586C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560453C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well repair method |
| RU2647136C1 (en) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2750171C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
| RU2750776C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
| RU2750806C1 (en) * | 2020-12-29 | 2021-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation |
| RU2819869C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1652520A1 (en) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method of bottom-hole treatment |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2117150C1 (en) * | 1995-04-14 | 1998-08-10 | Научно-производственная фирма "КАТЕХ" | Composition for acid treatment of bottom zone of formation |
| RU2203409C1 (en) * | 2001-11-08 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Process of treatment of face zone of well |
| RU2429344C1 (en) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Evaluation method of effectiveness of solvents of organic deposits |
-
2013
- 2013-04-23 RU RU2013118606/03A patent/RU2513586C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1652520A1 (en) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method of bottom-hole treatment |
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2117150C1 (en) * | 1995-04-14 | 1998-08-10 | Научно-производственная фирма "КАТЕХ" | Composition for acid treatment of bottom zone of formation |
| RU2203409C1 (en) * | 2001-11-08 | 2003-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Process of treatment of face zone of well |
| RU2429344C1 (en) * | 2010-10-20 | 2011-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Evaluation method of effectiveness of solvents of organic deposits |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТУ 2458-156-00147588-2007 (с изм. 1). Поверхностно-активный кислотный состав (ПАКС). ТУ 2458-193-83459339-2009. Кислотные составы ИТПС-РС. ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 23-27, 97, 98, 124-132. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560453C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well repair method |
| RU2647136C1 (en) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2750171C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-06-22 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
| RU2750776C1 (en) * | 2020-08-18 | 2021-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Method for large-volume selective acid treatment of bottomhole formation zone in carbonate reservoirs |
| RU2750806C1 (en) * | 2020-12-29 | 2021-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation |
| RU2819869C1 (en) * | 2023-09-19 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2997138C (en) | Enhanced oil recovery compositions and methods thereof | |
| RU2513586C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| AU2014411439B2 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| US20090188669A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| US10385259B2 (en) | Method for removing bitumen to enhance formation permeability | |
| RU2652049C1 (en) | Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well | |
| US20200208043A1 (en) | Additives for eliminating fracturing fluids used for oil extraction | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| US20140353250A1 (en) | Use of long chain internal olefin sulfonates | |
| Tunio et al. | Recovery enhancement with application of FAWAG for a Malaysian field | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| EP2904066A1 (en) | A method for recovering oil | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2675276C1 (en) | Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir |