RU2211325C1 - Method of treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Method of treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211325C1 RU2211325C1 RU2002124402A RU2002124402A RU2211325C1 RU 2211325 C1 RU2211325 C1 RU 2211325C1 RU 2002124402 A RU2002124402 A RU 2002124402A RU 2002124402 A RU2002124402 A RU 2002124402A RU 2211325 C1 RU2211325 C1 RU 2211325C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- formation
- mixture
- mineral acids
- organic solvent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам интенсификации добычи нефти, и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин, пробуренных на терригенные низкопроницаемые коллекторы. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for intensifying oil production, and can be used to treat the bottom-hole formation zone (BHP) of wells drilled on terrigenous low-permeability reservoirs.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт растворителя и смеси растворов минеральных кислот [1] . Способ обеспечивает увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения фазовой проницаемости по воде. A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, including sequential injection into the reservoir of a solvent and a mixture of solutions of mineral acids [1]. The method provides an increase in injectivity of injection wells by increasing the phase permeability of water.
Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на низкопроницаемых коллекторах, что обусловлено преимущественной фильтрацией смеси кислот в водопромытые интервалы пласта, малой проникающей способностью используемых реагентов в объем пласта и кольматирующим действием продуктов растворения на пористую среду. The main disadvantage of this method is its low efficiency when used on low-permeability reservoirs, which is due to the predominant filtration of the acid mixture in the water-washed intervals of the reservoir, the low penetration of the reagents used in the reservoir volume and the clogging effect of the dissolution products on the porous medium.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт раствора соляной кислоты, органического растворителя и раствора смеси минеральных кислот [2]. Способ обеспечивает увеличение продуктивности скважин за счет активного растворения кольматирующих частиц в призабойной зоне пласта. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of processing the bottom-hole zone of the formation, which includes the sequential injection of a solution of hydrochloric acid, an organic solvent and a solution of a mixture of mineral acids into the formation [2]. The method provides an increase in well productivity due to the active dissolution of the clogging particles in the bottomhole formation zone.
Основным недостатком способа является его низкая эффективность при использовании на низкопроницаемых терригенных коллекторах. Это обусловлено тем, что способ включает длительную технологическую выдержку в пласте раствора соляной кислоты и раствора смеси минеральных кислот, в результате чего кислоты полностью нейтрализуются, и происходит вторичное осадкообразование растворенных компонентов породы, сопровождающееся закупоркой перового пространства коллектора. Кроме того, способ предусматривает закачку растворителя на последней стадии технологического процесса, что снижает проникающую способность раствора смеси минеральных кислот в нефтенасыщенные интервалы пласта и, как следствие, существенно снижает эффективность способа в целом. The main disadvantage of this method is its low efficiency when used on low permeable terrigenous reservoirs. This is due to the fact that the method includes a long technological exposure in the formation of a solution of hydrochloric acid and a solution of a mixture of mineral acids, as a result of which the acids are completely neutralized, and secondary sedimentation of the dissolved rock components occurs, accompanied by blockage of the first space of the reservoir. In addition, the method provides for the injection of solvent at the last stage of the technological process, which reduces the penetrating ability of a solution of a mixture of mineral acids in oil-saturated intervals of the reservoir and, as a result, significantly reduces the efficiency of the whole process.
Задачей нового способа является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважин и интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов. The objective of the new method is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of wells and the intensification of oil production from low-permeability reservoirs.
Поставленная задача решается за счет использования разработанного способа обработки призабойной зоны скважин пласта, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от кольматирующих частиц, глубокое проникновение кислоты в пласт и препятствующего преждевременному образованию вторичных осадков. The problem is solved by using the developed method for processing the bottom-hole zone of formation wells, which ensures effective cleaning of the bottom of the well from clogging particles, deep penetration of acid into the formation and prevents premature formation of secondary sediments.
Сущность нового способа обработки призабойной зоны пласта, включающего закачку в пласт раствора соляной кислоты, раствора смеси минеральных кислот и органического растворителя, заключается в том, что раствор соляной кислоты закачивают в пласт в динамическом режиме, затем закачивают органический растворитель, после чего закачивают раствор смеси минеральных кислот и обеспечивают его выдержку на реагирование с породой, время которого выбирают из условия достижения рН раствора 4-5; при этом органический растворитель и/или раствор смеси минеральных кислот дополнительно содержит взаимный растворитель. В рамках способа в качестве взаимного растворителя используют простые эфиры гликолей, например, этилцеллозольв, бутилцеллозольв или диоксан. The essence of the new method for treating the bottom-hole zone of the formation, which includes injecting a solution of hydrochloric acid, a solution of a mixture of mineral acids and an organic solvent into the formation, consists in the fact that the hydrochloric acid solution is injected into the formation in a dynamic mode, then the organic solvent is injected, after which the solution of the mixture of mineral acids and ensure its exposure to reaction with the rock, the time of which is chosen from the condition of reaching a solution pH of 4-5; wherein the organic solvent and / or solution of the mixture of mineral acids further comprises a mutual solvent. In the framework of the method, glycol ethers, for example ethyl cellosolve, butyl cellosolve or dioxane, are used as a mutual solvent.
Существенными отличительными признаками нового способа в отличии от известного являются следующие
1. Закачка раствора соляной кислоты в динамическом режиме. При этом с забоя скважины за счет растворения и диспергирования удаляются механические примеси, что улучшает последующую фильтрацию растворителя и раствора смеси минеральных кислот. Кроме того, это препятствует повторному осаждению мехпримесей и осадков на забой пласта.Salient features of the new method, in contrast to the known are the following
1. The injection of a solution of hydrochloric acid in a dynamic mode. At the same time, mechanical impurities are removed from the bottom of the well due to dissolution and dispersion, which improves the subsequent filtration of the solvent and the solution of the mixture of mineral acids. In addition, it prevents the re-deposition of solids and sediments on the bottom of the reservoir.
2. Закачка органического растворителя после закачки раствора соляной кислоты. Это обеспечивает максимально эффективную очистку забоя скважины от нефтепродуктов и АСП отложений и фильтрацию растворителя в нефтенасыщенные интервалы пласта. 2. Injection of an organic solvent after injection of a solution of hydrochloric acid. This provides the most effective cleaning of the bottom of the well from oil products and sedimentation deposits and filtering the solvent in oil-saturated intervals of the reservoir.
3. Последующая закачка раствора смеси минеральных кислот и выдержка на реагирование с породой, время которого выбирают из условия достижения рН раствора 4-5. После обработки ПЗП скважины растворителем раствор смеси кислот фильтруется в нефтенасыщенные интервалы, увеличивая их проницаемость. При рН выше указанного интервала возможно выделение вторичных осадков из реакционной среды, которые кольматируют обработанные интервалы пласта и снижают эффективность кислотного воздействия. Поэтому смесь кислот выдерживают в пласте до достижения рН реакционной среды 4-5, после чего ее откачивают. Выбор точного значения рН определяют на основании лабораторных исследований. 3. Subsequent injection of a solution of a mixture of mineral acids and exposure to reaction with the rock, the time of which is chosen from the condition of reaching a solution pH of 4-5. After processing the PPZ of the well with a solvent, the solution of the acid mixture is filtered into oil-saturated intervals, increasing their permeability. At a pH above the indicated range, precipitation of secondary sediments from the reaction medium is possible, which clog the treated intervals of the formation and reduce the effectiveness of acid exposure. Therefore, the acid mixture is kept in the formation until the pH of the reaction medium reaches 4-5, after which it is pumped out. The choice of the exact pH value is determined on the basis of laboratory tests.
4. Дополнительное введение в органический растворитель и/или в раствор смеси минеральных кислот взаимного растворителя. Это обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе между растворителем и кислотным раствором и пластовыми флюидами, что улучшает фильтрацию реагентов в пласт. Кроме того, взаимный растворитель препятствует преждевременному выделению вторичного осадка и способствует удалению продуктов растворения и дисперсных частиц из пласта. 4. Additional introduction into an organic solvent and / or into a solution of a mixture of mineral acids of a mutual solvent. This ensures a decrease in interfacial tension at the interface between the solvent and the acid solution and formation fluids, which improves the filtration of reagents into the formation. In addition, the mutual solvent prevents premature precipitation of the secondary sediment and helps to remove the dissolution products and dispersed particles from the formation.
5. Использование в качестве взаимного растворителя простых эфиров гликолей, например, этилцеллозольва, бутилцеллозольва или диоксана. Простые эфиры гликолей являются наиболее эффективными и доступными взаимными растворителями, применимыми в различных геологических условиях. Для усиления действия взаимных растворителей при проведении работ в различных геологических условиях к ним могут добавляться поверхностно-активные вещества. 5. Use as a mutual solvent of ethers of glycols, for example, ethyl cellosolve, butyl cellosolve or dioxane. Glycol ethers are the most effective and affordable mutual solvents applicable in various geological conditions. To enhance the action of mutual solvents during work in various geological conditions, surfactants can be added to them.
В целом указанная совокупность существенных признаков разработанного способа при его реализации на практике обеспечивает комплексное воздействие на пласт, включающее очистку ПЗП скважины от кольматирующих частиц, АСП отложений и водонефтяных эмульсий и последующую обработку нефтенасыщенных интервалов пласта с целью увеличения их проницаемости. При этом условия реагирования растворов кислот с породой подобраны таким образом, что негативное воздействие продуктов реакции на пласт отсутствует. Это обеспечивает эффективное воздействие на коллектор с целью увеличения его проницаемости и увеличения продуктивности скважины по нефти. In general, the specified set of essential features of the developed method, when implemented in practice, provides a comprehensive effect on the formation, including cleaning the bottomhole formation zone of the well from clogging particles, ASA deposits and water-oil emulsions and subsequent processing of oil-saturated intervals of the formation in order to increase their permeability. In this case, the reaction conditions of acid solutions with the rock are selected in such a way that there is no negative effect of the reaction products on the formation. This provides an effective impact on the reservoir in order to increase its permeability and increase well productivity in oil.
Для реализации разработанного способа на практике используют следующие реагенты:
- соляная кислота, плавиковая кислота, товарные формы смеси соляной и плавиковой кислот; органические растворители: газовый конденсат, нефтяные дистилляты, нефрас, толуольная фракция, пиробензин, дизельное топливо, изопропиловый спирт, этиленгликоль, простые эфиры и другие аналогичные продукты;
- взаимные растворители: бутилцеллозольв, этилцеллозольв, диоксан, диметиловый эфир этиленгликоля, диэтиловый эфир этиленгликоля, этиловый эфир диэтиленгликоля, метиловый эфир дипропиленгликоля и т.д.To implement the developed method in practice using the following reagents:
- hydrochloric acid, hydrofluoric acid, commodity forms of a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids; organic solvents: gas condensate, petroleum distillates, nefras, toluene fraction, pyrobenzene, diesel fuel, isopropyl alcohol, ethylene glycol, ethers and other similar products;
- mutual solvents: butyl cellosolve, ethyl cellosolve, dioxane, ethylene glycol dimethyl ether, ethylene glycol diethyl ether, diethylene glycol ethyl ether, dipropylene glycol methyl ether, etc.
На практике разработанный способ реализуют следующим образом. In practice, the developed method is implemented as follows.
Первоначально в лабораторных условиях, моделирующих пластовые условия, исследуют динамику растворения породы соответствующего коллектора и определяют время достижения рН реакционной среды 4-5, когда не происходит выделение вторичного осадка. Определяют также оптимальное соотношение минеральных кислот в смеси. Initially, in the laboratory conditions simulating reservoir conditions, the dynamics of dissolution of the rock of the corresponding reservoir is investigated and the time to reach the pH of the reaction medium 4-5 is determined when no secondary sediment is released. The optimal ratio of mineral acids in the mixture is also determined.
Пример 1. В скважину закачивают раствор 9%-ной соляной кислоты из расчета 0,5-0,7 м3 на 1 метр перфорированного интервала низкопроницаемого терригенного коллектора. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (низкокипящий нефтяной дистиллят), дополнительно содержащий 20% мае. взаимного растворителя (этилцеллозольв), в объеме 0,3-0,4 м3 на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (12%-ный раствор соляной кислоты и 3%-ный раствор плавиковой кислоты), дополнительно содержащий 15% мас. взаимного растворителя (этилцеллозольв), в объеме 0,4-0,6 м3 на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время. После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.Example 1. A solution of 9% hydrochloric acid is pumped into the well at the rate of 0.5-0.7 m 3 per 1 meter of the perforated interval of the low permeable terrigenous reservoir. The acid solution is partially pushed into the reservoir, and then pumped out of the well without exposure to reaction. If necessary, the procedure is repeated to ensure injectivity of the well. Then an organic solvent (low boiling oil distillate) is added to the well, additionally containing 20% of May. mutual solvent (ethyl cellosolve), in the amount of 0.3-0.4 m 3 per 1 meter of the perforated interval and push it into the reservoir. Next, a solution of a mixture of mineral acids (12% hydrochloric acid solution and 3% hydrofluoric acid solution) is pumped into the well, additionally containing 15% wt. mutual solvent (ethyl cellosolve), in the amount of 0.4-0.6 m 3 per 1 meter of perforated interval. Squeeze the solution with the help of a buffer fluid into the reservoir and leave it to react for the estimated time. After that, the reagents pumped into the formation using a compressor are removed from the formation, the well is developed and put into operation.
Пример 2. В скважину закачивают раствор 12%-ной соляной кислоты, содержащей 0,5% неонола АФд-12, из расчета 0,5-0,7 м3 на 1 метр перфорированного интервала низкопроницаемого терригенного коллектора с повышенным содержанием карбонатов. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (нефрас) в объеме 0,3-0,4 м3 на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (9%-ный раствор соляной кислоты и 2%-ный раствор плавиковой кислоты), дополнительно содержащий 12% мас. взаимного растворителя (бутилцеллозольв), в объеме 0,5-0,6 м3 на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время. После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора или других технических средств (устройство УГИС, сваб) извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.Example 2. A solution of 12% hydrochloric acid containing 0.5% neonol AFd-12 is pumped into the well at the rate of 0.5-0.7 m 3 per 1 meter of the perforated interval of a low permeable terrigenous reservoir with a high content of carbonates. The acid solution is partially pushed into the reservoir, and then pumped out of the well without exposure to reaction. If necessary, the procedure is repeated to ensure injectivity of the well. Then, an organic solvent (nefras) is pumped into the well in a volume of 0.3-0.4 m 3 per 1 meter of the perforated interval and is pressed into the formation. Next, a solution of a mixture of mineral acids (9% hydrochloric acid solution and 2% hydrofluoric acid solution) is pumped into the well, additionally containing 12% wt. mutual solvent (butyl cellosolve), in the amount of 0.5-0.6 m 3 per 1 meter of perforated interval. Squeeze the solution with the help of a buffer fluid into the reservoir and leave it to react for the estimated time. After that, the reagents pumped into the formation using a compressor or other technical means (UGIS device, swab) are removed from the formation, the well is developed and put into operation.
Пример 3 В скважину закачивают раствор 9%-ной соляной кислоты, содержащей 0,5% неонола АФ9-6, из расчета 0,4-0,6 м3 на 1 метр перфорированного интервала карбонатного коллектора. Раствор кислоты частично продавливают в пласт, а затем без выдержки на реагирование откачивают из скважины. В случае необходимости процедуру повторяют для обеспечения приемистости скважины. Затем в скважину закачивают органический растворитель (газовый конденсат), дополнительно содержащий 10% мас. взаимного растворителя (бутиловый эфир триэтиленгликоля), в объеме 0,3-0,4 м3 на 1 метр перфорированного интервала и продавливают его в пласт. Далее в скважину закачивают раствора смеси минеральных кислот (12%-ный раствор соляной кислоты и 3%-ный раствор уксусной кислоты) в объеме 0,6-0,7 м3 на 1 метр перфорированного интервала. Продавливают раствор с помощью буферной жидкости в пласт и оставляют на реагирование, на расчетное время (0,5-1 час). После этого закачанные в пласт реагенты с помощью компрессора извлекают из пласта, скважину осваивают и запускают в работу.Example 3 A solution of 9% hydrochloric acid containing 0.5% neonol AF 9-6 is pumped into the well at the rate of 0.4-0.6 m 3 per 1 meter of the perforated interval of the carbonate reservoir. The acid solution is partially pushed into the reservoir, and then pumped out of the well without exposure to reaction. If necessary, the procedure is repeated to ensure injectivity of the well. Then an organic solvent (gas condensate), additionally containing 10% wt., Is pumped into the well. mutual solvent (butylene ether of triethylene glycol), in the amount of 0.3-0.4 m 3 per 1 meter of the perforated interval and push it into the reservoir. Next, a solution of a mixture of mineral acids (12% solution of hydrochloric acid and 3% solution of acetic acid) is pumped into the well in a volume of 0.6-0.7 m 3 per 1 meter of the perforated interval. The solution is squeezed with the help of buffer fluid into the reservoir and left to react for the estimated time (0.5-1 hour). After that, the reagents pumped into the formation using a compressor are removed from the formation, the well is developed and put into operation.
Пилотные испытания показали, при использовании нового способа продуктивность скважины может быть увеличена в 1,4-2,7 раза по сравнению с продуктивностью, достигаемой с помощью способа по прототипу. Pilot tests showed that when using the new method, the productivity of the well can be increased by 1.4-2.7 times compared with the productivity achieved using the prototype method.
Источники информации
1. Патент РФ 2096604, кл. 6 Е 21 В 43/27, 1997 г.Sources of information
1. RF patent 2096604, cl. 6 E 21 B 43/27, 1997
2. Патент РФ 2139425, кл. 6 Е 21 В 43/27, 1999 г. - ПРОТОТИП. 2. RF patent 2139425, cl. 6 E 21 B 43/27, 1999 - PROTOTYPE.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002124402A RU2211325C1 (en) | 2002-09-12 | 2002-09-12 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002124402A RU2211325C1 (en) | 2002-09-12 | 2002-09-12 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2211325C1 true RU2211325C1 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29246810
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002124402A RU2211325C1 (en) | 2002-09-12 | 2002-09-12 | Method of treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211325C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2319727C1 (en) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
| RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
| RU2398003C1 (en) * | 2008-11-27 | 2010-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Экспериментальный завод Нефтехим" (ООО "ЭЗ Нефтехим") | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum |
| RU2411276C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2707231C2 (en) * | 2015-09-01 | 2019-11-25 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Method for increasing mobility of heavy crude oil in subterranean formations |
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4442014A (en) * | 1982-02-01 | 1984-04-10 | Exxon Research & Engineering Co. | Use of esters of sulfonic acids as anti-sludge agents during the acidizing of formations containing sludging crude oils |
| SU1740642A1 (en) * | 1988-07-12 | 1992-06-15 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for bottomhole acid treatment |
| RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
| RU2000119863A (en) * | 2000-07-25 | 2002-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM ZONE OF HIGH-TEMPERATURE LOW-PERMEABLE ALEUROLITO-CLAY CLAYS OF THE JURAISIAN LAYOUTS |
| RU2186962C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand reservoirs |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2191260C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" | Method of treating bottom-hole zone of high-temperature low permeability aleurite-argillaceous reservoirs of latitude ob region jurassic deposits |
-
2002
- 2002-09-12 RU RU2002124402A patent/RU2211325C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4442014A (en) * | 1982-02-01 | 1984-04-10 | Exxon Research & Engineering Co. | Use of esters of sulfonic acids as anti-sludge agents during the acidizing of formations containing sludging crude oils |
| SU1740642A1 (en) * | 1988-07-12 | 1992-06-15 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for bottomhole acid treatment |
| RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
| RU2000119863A (en) * | 2000-07-25 | 2002-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM ZONE OF HIGH-TEMPERATURE LOW-PERMEABLE ALEUROLITO-CLAY CLAYS OF THE JURAISIAN LAYOUTS |
| RU2186962C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand reservoirs |
| RU2187634C2 (en) * | 2000-07-25 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2249101C1 (en) * | 2004-01-22 | 2005-03-27 | Румянцева Елена Александровна | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone |
| RU2319727C1 (en) * | 2006-06-22 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Composition for treatment of terrigenous reservoirs |
| RU2346153C2 (en) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil formation bottomhole zone treatment method |
| RU2398003C1 (en) * | 2008-11-27 | 2010-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Экспериментальный завод Нефтехим" (ООО "ЭЗ Нефтехим") | Mutual solvent for bottom-hole treatment of stratum |
| RU2411276C1 (en) * | 2010-03-12 | 2011-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Thermo- and salt-resistant mutual solvent for compositions used in oil extracting industry |
| RU2707231C2 (en) * | 2015-09-01 | 2019-11-25 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Method for increasing mobility of heavy crude oil in subterranean formations |
| US10494563B2 (en) | 2015-09-01 | 2019-12-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs |
| RU2723810C1 (en) * | 2019-02-13 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Mutual solvent for bottomhole formation zone treatment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| RU2642738C1 (en) | Method of multi-stage treatment of injection well bottomhole zone in terrigenous and carbonate formations | |
| RU2346153C2 (en) | Oil formation bottomhole zone treatment method | |
| RU2211325C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2023143C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone of producing well | |
| NO302840B1 (en) | Method of treating sandstone formations | |
| RU2068084C1 (en) | Method of working a crude oil deposit | |
| RU2068948C1 (en) | Method for treating strata face zone | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed | |
| RU2295635C2 (en) | Oil production method | |
| RU2129657C1 (en) | Method of recovery of residual oil from formation | |
| RU2097540C1 (en) | Method of increasing oil recovery of bed | |
| RU2161250C1 (en) | Method of acid treatment of wells in carbonate oil formation | |
| RU2172823C1 (en) | Method of increasing of productivity of producing wells | |
| US20230203930A1 (en) | Compositions and methods for improved reservoir fluids separation | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| RU2129658C1 (en) | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120913 |