RU2704668C1 - Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation - Google Patents
Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704668C1 RU2704668C1 RU2018141131A RU2018141131A RU2704668C1 RU 2704668 C1 RU2704668 C1 RU 2704668C1 RU 2018141131 A RU2018141131 A RU 2018141131A RU 2018141131 A RU2018141131 A RU 2018141131A RU 2704668 C1 RU2704668 C1 RU 2704668C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- acid
- surfactant
- lactide
- acid composition
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 13
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 45
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 23
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N n-methylmethanamine oxide Chemical compound C[NH+](C)[O-] ONLRKTIYOMZEJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 1
- -1 demulsifier Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.The proposal relates to the oil industry, in particular, to the intensification of downhole oil production from wells operating carbonate formations.
Известен способ селективной обработки карбонатного коллектора (https://public.bekerhughes.com/deepsport/REAL-Acid-Divert-Temponary-Diversion-Agent_ov.pdf), заключающийся в циклической закачке кислотных составов и жидкости-отклонителя, содержащей в себе мелкодисперсные частицы различного размера, временно предотвращающие фильтрацию кислотных составов в высокопроницаемые трещинные зоны пласта.A known method for the selective treatment of a carbonate reservoir (https://public.bekerhughes.com/deepsport/REAL-Acid-Divert-Temponary-Diversion-Agent_ov.pdf), which consists in the cyclic injection of acidic compositions and a diverting fluid containing fine particles various sizes, temporarily preventing the filtration of acid compositions into highly permeable fracture zones of the formation.
Недостатками способа являются узкий температурный диапазон применения, что не позволяет использовать его в низкотемпературных скважинах (с температурой пласта ниже 38°C) и низкая эффективность отклонения последующего потока кислоты из-за формы частиц в жидкости-отклонителе.The disadvantages of the method are the narrow temperature range of application, which does not allow its use in low-temperature wells (with a formation temperature below 38 ° C) and the low efficiency of deviation of the subsequent acid flow due to the shape of the particles in the diverting fluid.
Известен способ отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки (Первый опыт применения технологии отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки на морском месторождении Каспия / М.Ю. Голенкин, И.Р. Халиуллов, А.П. Бяков, А.Б. Чарушин, К.В. Бурдин, С.А. Верещагин, О.В. Олейникова, А.А. Борисенко, М.А. Лобов, В. Кобец. - SPE-189027-RU), заключающийся в циклической закачке кислотного состава, растворителя и отклонителя, содержащего гранулы терморазлагаемого полимера и терморазлагаемых волокон.A known method of deflection with multimodal granules during matrix processing (The first experience of using reject technology with multimodal granules during matrix processing in an offshore Caspian field / M.Yu. Golenkin, I.R. Khaliullov, A.P. Byakov, A.B. Charushin, K.V. Burdin, S.A. Vereshchagin, O.V. Oleinikova, A.A. Borisenko, M.A. Lobov, V. Kobets. - SPE-189027-RU), which consists in cyclic injection of acid composition , a solvent and a deflector comprising granules of a thermally degradable polymer and thermally degradable fibers.
Недостатком данного способа является необходимость наличия высокой температуры в зоне кислотной обработки для разрушения полимеров и волокна. Кроме этого, приемлемое время разложения полимеров и волокна составляет около 24-48 часов и более, что увеличивает суммарное время простоя скважины.The disadvantage of this method is the need for high temperature in the acid treatment zone for the destruction of polymers and fibers. In addition, the acceptable decomposition time of polymers and fibers is about 24-48 hours or more, which increases the total down time of the well.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта (патент РФ №2610967, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивают буферную порцию пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС. Причем объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. После чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, и в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства интервала обработки. После чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. После чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м3. Кроме этого, в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.The closest technical solution to the proposed one is a method for the selective treatment of a productive carbonate formation (RF patent No. 2610967, IPC ЕВВ 43/27, ЕВВ 33/138, publ. 02/17/2017, Bull. No. 5), including determining the coefficient of specific injectivity of the interval treatment, cyclic sequential injection of portions of a viscous flowing material - VTM, containing an aqueous solution of a cationic surfactant, increasing its viscosity upon contact with formation water and deteriorating upon contact with oil, and acidic compounds hydrochloric acid based avs followed by oil sales. Before injection of VTM, a buffer portion of produced or industrial water is pumped into each processing interval in a volume of 2-4 m 3 , and 10-20% of its volume of a 22-24% aqueous hydrochloric acid solution is added to VTM to obtain a viscoelastic composition - WCS. Moreover, the volume of the first portion of the injected WCS is determined depending on the magnitude of the coefficient of specific injectivity based on experimental work. After that, the first portion of WCS is pressed into the reservoir with an acidic composition in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid containing substances that improve the filtration characteristics of the acidic composition and in a volume of 0.5-1.0 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells or 0.05 -0.1 m 3 - for horizontal wells. Moreover, the acid composition is pumped in two portions, the first of which is pumped in a volume sufficient to completely replace the volume of the tubing and tubing space of the processing interval. After that, the well is left for a technical shutter speed sufficient to structure the WCS in the processing interval. Next, the second portion of the acid composition is pumped, and then the second portion of the HCL in the amount of 40-60% of the volume of the first portion of the HCL, and the volume of the acid composition for selling is increased 2-4 times from the initially injected composition for vertical wells 1.1-4 times - for horizontal. After that, the acid composition is pressed through with oil in the volume of tubing plus 3-5 m 3 . In addition, in the last portion of the acid composition, substances are added that reduce the reaction rate of the acid with the rock by 3-50 times.
Недостатком данного способа является то, что при наличии высокопроницаемых зон в продуктивном пласте и коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) тиксотропных свойств вязкоупругого состава недостаточно для качественного перераспределения потока кислоты в низкопроницаемые зоны, требуется дополнительный ввод в жидкость-отклонитель мелкодисперсных частиц для временной механической кольматации высокопроницаемых зон и выравнивания фронта обработки.The disadvantage of this method is that in the presence of highly permeable zones in the reservoir and a specific injectivity coefficient of more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), the thixotropic properties of the viscoelastic composition are not sufficient for a qualitative redistribution of the acid flow into low permeable zones, additional input into the liquid is required fine particle deflector for temporary mechanical clogging of highly permeable zones and leveling of the treatment front.
Техническими задачами предложения являются временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч) и увеличение дебита нефти из-за более эффективного воздействия кислотного состава на породу за счет выравнивания фронта обработки.The technical objectives of the proposal are to temporarily block reservoir intervals with a high coefficient of specific injectivity (more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h) and increase oil production due to a more effective effect of the acid composition on the rock by leveling the treatment front.
Технические задачи решаются способом селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта, включающим определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава - ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, отличающийся тем, что ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:Technical problems are solved by a method of selective acid treatment of an inhomogeneous carbonate formation, including determining the coefficient of specific injectivity of the treatment interval, cyclic sequential injection of buffer fluid, portions of viscoelastic composition - WCS and acid composition in the form of an aqueous solution of hydrochloric acid containing substances that improve filtration characteristics, s the subsequent sale of fluid that preserves the reservoir properties of the reservoir, characterized in that the WCS is prepared from a comp nents in the following ratio, wt. %:
при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3, объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, перед закачкой порции ВУС закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин, при этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты, а объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.at the same time, lactide fibers with a dosage of 10.0-30.0 kg / m 3 are added to the HCL, the volumes of the HCL portions and the fiber dosage are determined depending on the value of the coefficient of specific injectivity based on experimental work, before the HCL portion is pumped, the buffer fluid is injected in the form of or fresh water with a surfactant in a volume of 0.5-1.0 m 3 , after which a portion of the HCL with lactide fibers is pressed into the reservoir through a portion of produced or fresh water with a surfactant with an acid composition in a volume of 0.5-2.0 m 3 per linear meter processing interval for vertical wells or 0.05-0.2 m 3 - for horiz nal wells, while the number of cycles of sequential injection of formation or fresh water with a surfactant, portions of HUS with lactide fibers, formation or fresh water with a surfactant and acid composition is 2-3 depending on the radius of the acid, and the portion size of the acid composition is increased by 10 30% for each subsequent cycle, after which the composition is forced liquid retaining reservoir properties in the volume of the cavity tubing plus 3-8 m 3, followed by closing of the well for a time of 6-8 hours for reaction to slotnogo composition and degradation of lactide fibers.
Новым является также то, что при наличии на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин.Also new is the fact that if there are complex structures of heavy hydrocarbons on the surface of the formation rock, prior to each injection of the acid composition, a portion of the hydrocarbon solvent is pre-pumped in a volume of 0.1-0.4 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells or 0, 05-0.15 m 3 - for horizontal wells.
Новым является также то, что при коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.Also new is the fact that when the specific injection rate is less than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), before the injection of the first buffer portion of formation or fresh water with a surfactant, the acid composition is pumped in a volume of 0.5-1.5 m 3 per running meter the processing interval for vertical wells or 0.05-0.1 m 3 for horizontal wells.
Для осуществления способа селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта используют:To implement the method of selective acid treatment of a heterogeneous carbonate formation using:
- талловый амидопропилдиметиламиноксид (ТУ 2413-027-04706205-2015). По внешнему виду это вязкая жидкость от желтого до коричневого цвета без осадков и посторонних включений; аминное число, мг HCl/г - 90,0-105,0; кислотное число, мг KOH/г - не более 5,0;- tall amidopropyl dimethyl amine oxide (TU 2413-027-04706205-2015). In appearance it is a viscous liquid from yellow to brown in color without precipitation and foreign inclusions; amine number, mg HCl / g - 90.0-105.0; acid number, mg KOH / g - not more than 5.0;
- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ 2263-79;- sodium hydroxide (sodium hydroxide technical) produced in accordance with GOST 2263-79;
- хлорид натрия, выпускаемый по ГОСТ 4233-77 с изменениями №1, 2, утвержденными в феврале 1987 г., мае 1992 г. (ИУС 5-87, 8-92);- sodium chloride produced in accordance with GOST 4233-77 with changes No. 1, 2, approved in February 1987, May 1992 (IMS 5-87, 8-92);
- воду пресную;- fresh water;
- волокна лактида - полимерные нити длиной 5-50 мм, обладающие следующими физико-механическими свойствами: индекс плавления (190°C/2,16 кг) - 5-10 г/10 мин; температура плавления ≤140°C; температура стеклования - 56-60°C; предел прочности - 45 МПа; относительное удлинение при разрыве - 3,0%;- lactide fibers - polymer filaments with a length of 5-50 mm, having the following physical and mechanical properties: melting index (190 ° C / 2.16 kg) - 5-10 g / 10 min; melting point ≤140 ° C; glass transition temperature - 56-60 ° C; tensile strength - 45 MPa; elongation at break - 3.0%;
- пластовую или пресную воду с ПАВ, в качестве ПАВ используют МЛ-81Б или Сурфасол или ТН-МС-2;- formation or fresh water with a surfactant; ML-81B or Surfasol or TN-MS-2 are used as surfactants;
- кислотный состав, в качестве которого применяют водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту, стабилизатор железа (патент РФ №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 г., Бюл. №29);- acid composition, which is used as an aqueous solution of inhibited hydrochloric acid containing surfactants, isopropyl alcohol, demulsifier, acetic acid, iron stabilizer (RF patent No. 2308475, IPC C09K 8/74, publ. 20.10.2007, Bull. No. 29);
- углеводородный растворитель, в качестве которого применяют дизельное топливо или растворитель парафинов нефтяной;- a hydrocarbon solvent, which is used as diesel fuel or a solvent for petroleum paraffins;
- продавочную жидкость, в качестве которой применяют товарную нефть, пресную или пластовую воду с ПАВ, дизельное топливо.- selling liquid, which is used as commercial oil, fresh or produced water with a surfactant, diesel fuel.
ВУС имеет несколько назначений. В первую очередь, за счет своих вязкоупругих свойств раствор перераспределяет поступающую вслед за ним кислоту в низкопроницаемые зоны. Кроме этого, ВУС является жидкостью-носителем для волокон лактида, удерживающим волокно лактида в относительно стабильном и однородном состоянии. На заключительном этапе ВУС является своеобразным деструктором пролонгированного действия, разрушающим волокна лактида спустя 6-7 часов после окончания кислотной обработки. Таким образом, применение ВУС способствует равномерному воздействию на всю толщину интервала обработки пласта.VUS has several purposes. First of all, due to its viscoelastic properties, the solution redistributes the acid coming after it to low-permeability zones. In addition, HCL is a carrier fluid for lactide fibers, which keeps the lactide fiber in a relatively stable and uniform state. At the final stage, the WCS is a kind of prolonged-action destructor that destroys lactide fibers 6-7 hours after the end of acid treatment. Thus, the use of WCS contributes to a uniform effect on the entire thickness of the interval of treatment of the reservoir.
Волокна лактида способны формировать фильтрационную корку на поверхности фильтрационных каналов. В зависимости от концентрации волокон или объема закачиваемой жидкости возможно создание либо бридж-пачки, проницаемость которой многократно меньше проницаемости трещины, либо непроницаемой блок-пачки. Для равномерной обработки прискважинной зоны пласта необходимо выравнивание проницаемости по всей его толщине, т.е. достаточно формирования бридж-пачки. Проведенные модельные и практические эксперименты показывают, что дозировка волокна лактида в диапазоне 10,0-30,0 кг/м3 обеспечивает формирование качественной фильтрационной корки, способной временно снизить фильтрацию в зоны с улучшенными характеристиками (высокопроницаемые зоны).Lactide fibers are able to form a filter cake on the surface of the filter channels. Depending on the concentration of fibers or the volume of injected fluid, it is possible to create either a bridge pack, the permeability of which is many times less than the crack permeability, or an impermeable block pack. For uniform processing of the borehole zone of the formation, it is necessary to equalize permeability throughout its thickness, i.e. bridge packs are enough. Model and practical experiments show that a dosage of lactide fiber in the range of 10.0-30.0 kg / m 3 ensures the formation of a high-quality filter cake, which can temporarily reduce filtering into areas with improved characteristics (highly permeable zones).
Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта осуществляют следующим образом.The method of selective acid treatment of a heterogeneous carbonate formation is as follows.
Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленного от устья предполагаемого интервала посадки пакера.The well is stopped, jamming is carried out and the elevator is removed along with the downhole pumping equipment. The trunking is carried out to the farthest from the mouth of the estimated interval of the packer landing.
Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку. При установке двух пакеров между ними равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости к пласту. Пакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. На компоновку скважинного оборудования и конструкцию пакеров авторы не претендуют.The packer assembly is lowered onto the tubing string. When you install two packers between them evenly place filters to exit the injected fluid to the reservoir. The packer arrangement is placed at a preselected processing distance furthest from the mouth. The authors do not claim to lay out the downhole equipment and design the packers.
Закачкой фиксированного объема жидкости (например, товарной нефти) определяют приемистость и коэффициент удельной приемистости интервала обработки за определенный период времени.The injection of a fixed volume of liquid (for example, commercial oil) determines the injectivity and the coefficient of specific injectivity of the processing interval for a certain period of time.
По имеющимся данным по скважине определяют наличие на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов, рассчитывают объемы закачиваемых углеводородного растворителя (если есть необходимость), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.According to the available data, the presence of complex structures of heavy hydrocarbons on the surface of the formation rock is determined, the volumes of injected hydrocarbon solvent (if necessary), acid compositions, buffer and selling liquids are calculated.
Для подбора оптимальных кислотных составов проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, устойчивость кислотных составов к образованию эмульсий с пластовыми флюидами.Laboratory experiments are performed to select the optimal acid compositions. Determine the dynamics of dissolution of core samples, the stability of acid compositions to the formation of emulsions with formation fluids.
Также по результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС (таблица 1).Also, according to the results of laboratory testing with core samples and reservoir fluid, the optimal WCS is selected, the time of destruction of the lactide fiber in the WCS is determined (table 1).
При концентрации таллового амидопропилдиметиламиноксида 3,0-4,0 мас. % вязкость ВУС достаточна для переноса кольматанта неоднородного карбонатного пласта. Более высокие концентрации нецелесообразны с экономической точки зрения. Изменяя концентрацию NaOH, можно варьировать время деструкции волокон лактида.At a concentration of tall amidopropyl dimethyl amine oxide 3.0-4.0 wt. The viscosity of the WCS is sufficient to transfer the mud of the heterogeneous carbonate formation. Higher concentrations are not feasible from an economic point of view. By changing the concentration of NaOH, it is possible to vary the time of destruction of the lactide fibers.
ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:WCS is prepared from the components in the following ratio, wt. %:
при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10-30 кг/м3.at the same time, lactide fibers with a dosage of 10-30 kg / m 3 are added to the WCS.
Объемы порций ВУС и дозировку волокна лактида определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ (таблица 2).The volume of portions of the WCS and the dosage of lactide fiber are determined depending on the magnitude of the coefficient of specific injectivity based on experimental work (table 2).
При коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) в интервал обработки закачивают порцию ВУС объемом 2-5 м3 с волокнами лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3.When the coefficient of specific injectivity of more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), a portion of HCL with a volume of 2-5 m 3 with lactide fibers with a dosage of 10.0-30.0 kg / m 3 is pumped into the processing interval.
Затем закачивают пластовую или пресную воду с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, что позволяет предотвратить контакт с пластовой нефтью и кислотными составами.Then injected reservoir or fresh water with a surfactant in a volume of 0.5-1.0 m 3 , which helps to prevent contact with reservoir oil and acidic compounds.
После чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин.After that, a portion of HCL with lactide fibers is pressed into the reservoir through a portion of formation or fresh water with a surfactant with an acid composition in the amount of 0.5-2.0 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells or 0.05-0.2 m 3 - for horizontal wells.
По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.According to the results of evaluative calculations of the dynamics of the flow rate change, it follows that the total volume of acid composition per linear meter of the processing interval specified in the method provides an increase in fluid flow by 30-50%, these values are optimal. A further increase in the flow of fluid to the open trunk by units of percent will cause a multiple increase in the required volumes of acid compositions according to the logarithmic law and significantly increase material costs.
При этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты.The number of cycles of sequential injection of formation or fresh water with a surfactant, portions of HUS with lactide fibers, formation or fresh water with a surfactant and acid composition is 2-3, depending on the radius of the acid.
При радиусе распространения кислоты в диапазоне 2-4 м количество циклов составляет 2, при радиусе распространения 4-8 м - 3 цикла.With a radius of distribution of acid in the range of 2-4 m, the number of cycles is 2, with a radius of distribution of 4-8 m - 3 cycles.
Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.The volume of a portion of the acid composition is increased by 10-30% with each subsequent cycle, after which the compositions are pressed with a fluid that preserves the reservoir properties of the formation in the volume of the tubing cavity plus 3-8 m 3 , followed by a shutdown of the well for a period of 6-8 hours for reacting the acid composition and destruction of the lactide fiber.
Увеличение объемов порций кислотного состава на 10-30% с каждым последующим циклом в процессе селективной кислотной обработки используют для заполнения объема растворенной породы и более полного контакта поверхности породы с кислотным составом в зонах с ухудшенными характеристиками (низкопроницаемые зоны), что повышает вероятность вскрытия новых пор.An increase in the volume of portions of the acid composition by 10-30% with each subsequent cycle in the process of selective acid treatment is used to fill the volume of dissolved rock and more complete contact of the rock surface with the acid composition in areas with impaired performance (low permeability zones), which increases the likelihood of opening new pores .
При последовательной циклической закачке пластовой или пресной воды с ПАВ, ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава достигают поэтапного перераспределения поступающей неотреагировавшей кислоты в еще не подвергшиеся обработке зоны пласта, что повышает эффективность кислотной обработки.In a sequential cyclic injection of formation or fresh water with a surfactant, an HCL with fibers of lactide, formation or fresh water with a surfactant and acid composition, a phased redistribution of the incoming unreacted acid to the unexposed zones of the formation is achieved, which increases the efficiency of acid treatment.
При наличии на поверхности породы сложных структур из тяжелых углеводородов, образующих высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимых солей, перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин. Тем самым происходит очистка поверхности породы и увеличение площади реагирования.If there are complex structures of heavy hydrocarbons on the rock surface that form a highly viscous emulsion of produced water, acid and oil, insoluble salts, a preliminary portion of a hydrocarbon solvent in the volume of 0.1-0.4 m 3 per linear meter is carried out before each injection of the acid composition the processing interval for vertical wells or 0.05-0.15 m 3 for horizontal wells. This cleans the rock surface and increases the response area.
При коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.When the specific injection rate is less than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), before injecting the first buffer portion of formation or fresh water with a surfactant, the acid composition is pumped in a volume of 0.5-1.5 m 3 per linear meter of the treatment interval for vertical wells or 0.05-0.1 m 3 - for horizontal wells.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки - 2,2 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 10%. Радиус условного контура питания равен 150 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1179 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,8 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1121-1128 м и сложен карбонатными породами (известняками). По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкости подбирают оптимальные кислотные составы, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов.The fluid flow rate of a vertical well before treatment is 2.2 m 3 / day, the water content in the well’s production is 10%. The radius of the conditional supply circuit is 150 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 215.9 mm to a depth of 1179 m and cased with 146 mm production casing with a wall thickness of 7.8 mm. The reservoir is perforated in the interval 1121-1128 m and is composed of carbonate rocks (limestones). Based on the results of laboratory testing with core samples and formation fluid, the optimal acid compositions are selected, the time of destruction of the lactide fiber in the WCS is determined. According to available data for the well, the required amount of injected acid compositions is calculated.
Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола скважины.The well is stopped, jammed, and deep pumping equipment is raised. The wellbore is being modeled.
Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку с хвостовиком из НКТ диаметром 73 мм и воронкой. Пакер устанавливают на глубине 1102 м, воронку - на глубине 1119 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,4 м3.A packer arrangement with a tubing shank with a diameter of 73 mm and a funnel is lowered onto a string of technological tubing. The packer is installed at a depth of 1102 m, the funnel - at a depth of 1119 m. The internal volume of the tubing string is 3.4 m 3 .
Сажают пакерную компоновку на глубине 1102 м. Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.Packer assembly is planted at a depth of 1102 m. The mouth is sealed. Bind wellhead equipment with a pump unit.
Открывают трубную задвижку. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 6 м3 нефти по колонне технологических НКТ.Open the pipe valve. Fill the tubing string with oil. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 6 m 3 of oil through a tubing string.
Приемистость составляет 160 м3/сут при давлении закачки Р=5 МПа, Куд. прием.=1,3 м3/МПа.The pick-up is 160 m 3 / day at an injection pressure of P = 5 MPa, K beats. the reception. = 1.3 m 3 / MPa.
По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимые объемы закачки углеводородного растворителя (в связи с наличием сложных структур из тяжелых углеводородов на поверхности породы), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.According to available data for the well, the required volumes of hydrocarbon solvent injection are calculated (due to the presence of complex structures of heavy hydrocarbons on the rock surface), acid compositions, buffer and squeezing liquids.
По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС.According to the results of laboratory testing with core samples and reservoir fluid, the optimal WCS is selected, the time of destruction of the lactide fiber in the WCS is determined.
ВУС содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: талловый амидопропилдиметиламиноксид - 3,0, гидроксид натрия - 5,0, хлорид натрия - 6,0, вода пресная - остальное. Время деструкции волокон лактида составляет 7 ч.VUS contains components in the following ratio, wt. %: tall amidopropyl dimethyl amine oxide - 3.0, sodium hydroxide - 5.0, sodium chloride - 6.0, fresh water - the rest. The destruction time of the lactide fibers is 7 hours
Объем первой и второй порции ВУС составляет 3,0 м3, дозировка волокна лактида 10,0 кг/м3 - на первый цикл и 10,0 кг/м3 - на второй цикл.The volume of the first and second portions of WCS is 3.0 m 3 , the dosage of lactide fiber is 10.0 kg / m 3 for the first cycle and 10.0 kg / m 3 for the second cycle.
Количество циклов последовательной закачки пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2, так как радиус распространения кислоты по расчетам 3,8 м.The number of cycles of sequential injection of fresh water with a surfactant, portions of HCL with fibers of lactide, fresh water with a surfactant and acid composition is 2, since the radius of the acid is estimated to be 3.8 m.
Расставляют технику, подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимого давления на пласт (5 МПа). Ожидаемое давление на устье при временной кольматации жидкостью-отклонителем с волокнами - 7 МПа.They arrange the equipment, connect the injection line of the SIN-35 pumping unit to the pipe valve of the well. Open the pipe valve. All further fluid injections are performed without exceeding the maximum permissible pressure on the formation (5 MPa). The expected pressure at the mouth during temporary colmatation with a deflecting liquid with fibers is 7 MPa.
Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:The tubing injection is carried out in the following sequence:
1. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.1. Hydrocarbon solvent in a volume of 3.5 m 3 .
2. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 7,0 м3.2. The acid composition with an iron stabilizer and demulsifier in a volume of 7.0 m 3 .
3. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.3. Buffer fluid (fresh water with a surfactant) in a volume of 0.5 m 3 .
4. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна лактида 10,0 кг/м3.4. WCS in a volume of 3.0 m 3 with a dosage of lactide fiber of 10.0 kg / m 3 .
5. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.5. Buffer fluid (fresh water with a surfactant) in a volume of 0.5 m 3 .
6. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.6. Hydrocarbon solvent in a volume of 3.5 m 3 .
7. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 9,0 м3.7. The acid composition with an iron stabilizer and a demulsifier in a volume of 9.0 m 3 .
8. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.8. Buffer fluid (fresh water with a surfactant) in a volume of 0.5 m 3 .
9. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна 10,0 кг/м3.9. WCS in a volume of 3.0 m 3 with a fiber dosage of 10.0 kg / m 3 .
10. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.10. Buffer fluid (fresh water with a surfactant) in a volume of 0.5 m 3 .
11. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.11. Hydrocarbon solvent in a volume of 3.5 m 3 .
12. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 11,4 м3.12. The acid composition with an iron stabilizer and a demulsifier in a volume of 11.4 m 3 .
13. Нефть (для продавки) в объеме 9,0 м3.13. Oil (for sale) in the amount of 9.0 m 3 .
Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу 7 ч на реагирование кислотного состава и деструкцию волокна лактида.Close the pipe valve. They hold a pause of 7 hours for the reaction of the acid composition and the destruction of the lactide fiber.
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости.Inflow from the formation is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products and determine the flow of fluid.
Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.Completely raise the entire layout on process pipes. The pumping equipment is lowered on the tubing to the calculated depth, the well is put into operation.
По результатам освоения приток жидкости увеличился до 3,2 м3/сут, что на 45% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился. Накопленная добыча нефти за год до обработки составила 722 т. После обработки накопленная добыча нефти за год увеличилась до 1051 т. Дополнительная добыча нефти за один год после проведения работ составила 329 т.According to the results of the development, the fluid flow increased to 3.2 m 3 / day, which is 45% more than the fluid flow rate before treatment. The percentage of produced water in the production of the well has not changed. The accumulated oil production a year before processing amounted to 722 tons. After processing, the cumulative oil production over the year increased to 1051 tons. Additional oil production for one year after work was 329 tons.
Предлагаемый способ позволяет временно блокировать интервалы пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективно воздействовать кислотным составом на породу и выравнивать фронт обработки, что приводит к увеличению дебита нефти до 50%.The proposed method allows you to temporarily block the intervals of the formation with a high coefficient of specific injectivity (more than 2.0 m 3 / (MPa⋅h), effectively affect the rock with an acidic composition and even out the treatment front, which leads to an increase in oil production up to 50%.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018141131A RU2704668C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018141131A RU2704668C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704668C1 true RU2704668C1 (en) | 2019-10-30 |
Family
ID=68500847
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018141131A RU2704668C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704668C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730064C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-08-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of opening and development of heterogeneous 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 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0295615A1 (en) * | 1987-06-19 | 1988-12-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Compositions containing high molecular weight poly (vinylamines) for enhanced oil recovery |
| US20060234873A1 (en) * | 2003-10-02 | 2006-10-19 | M-I L.L.C. | Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids |
| RU2583104C1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2589881C1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") | Viscoelastic composition for temporary isolation of productive formations |
| RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
-
2018
- 2018-11-22 RU RU2018141131A patent/RU2704668C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0295615A1 (en) * | 1987-06-19 | 1988-12-21 | Air Products And Chemicals, Inc. | Compositions containing high molecular weight poly (vinylamines) for enhanced oil recovery |
| US20060234873A1 (en) * | 2003-10-02 | 2006-10-19 | M-I L.L.C. | Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids |
| RU2583104C1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Method for processing bottomhole formation zone |
| RU2589881C1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") | Viscoelastic composition for temporary isolation of productive formations |
| RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2730064C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-08-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of opening and development of heterogeneous 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106030030A (en) | Method for providing multiple fractures in a formation | |
| WO2019028086A1 (en) | Injection fluids for stimulating fractured formations | |
| US11230660B2 (en) | Lightweight micro-proppant | |
| CA2921464C (en) | Well operations | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US11313214B2 (en) | Creating high conductivity layers in propped formations | |
| CN108779666A (en) | Single enters fracturing process | |
| RU2704668C1 (en) | Method for selective acid treatment of non-uniform carbonate formation | |
| US9759052B2 (en) | Swellable polymer particles for producing well treatments | |
| CN104653164B (en) | A method for increasing production by controlling water and removing plugging in oil wells in low-pressure bottom water reservoirs | |
| US4488599A (en) | Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
| US20190352559A1 (en) | Forming proppant-free channels in a proppant pack | |
| Jardim Neto et al. | Ultralightweight proppants: an effective approach to address problems in long horizontal gravel packs offshore Brazil | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| Alarcon et al. | Implementing a Solids-Free, Non-Damaging Loss Control Solution to Enable Overbalanced Workover Interventions: Case Studies and Applications from 80+ Wells in Iraq | |
| RU2256070C1 (en) | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector | |
| RU2319832C2 (en) | Method to complete well with carbonate productive reservoir penetrated with radial channels | |
| RU2750806C1 (en) | Method for dynamic matrix acid treatment of carbonate formation | |
| RU2797160C1 (en) | Method of treatment of the near-wellbore zone | |
| US10040985B2 (en) | Compositons and methods for curing lost circulation | |
| CN206233913U (en) | One kind is without bridging plug multistage fracturing device | |
| RU2777004C1 (en) | Method for intensification of hydrocarbon inflows from clay-containing complex oil-producing rocks | |
| Khan | Identification of Water production causes in oil reservoir; A comparative analysis using Chan´ s Diagnostic Plot Technique |