Self-Diverting Acids as a Method for Intensification of Oil Production in Carbonate Reservoirs

Abstract


Currently, most residual recoverable oil reserves of the fields are located in complex layered heterogeneous carbonate reservoirs. Improving the efficiency of field development in conditions of uneven development of reserves along the section is complicated by an increase in water cut that occurs as reserves are recovered. In this regard, the process of searching for candidate wells for acidising becomes more complicated, and there is a need to use new technologies for stimulating the formation. In particular, the use of diverting agents in hydrochloric acid treatment often becomes a prerequisite for a successful treatment of the bottom-hole zone. The results of laboratory studies and work performed in wells are generalised and analysed, as well as the correctness of methodological approaches in studies of self-deviating acids is confirmed, taking into account the actual results obtained on wells. The results of laboratory investigations of self-deviating acids in the "free volume" and on core material are described, the testing of acid compositions in four wells, including the results of flow measurements before and after treatment, is analysed. The analysis of works showed that according to the results of flow measurements carried out in the wells, the inflow profile redistribution was recorded, which was also noted at the stage of filtration studies on two-layer multi-permeable models. The promising areas for applying self-diverting acid are wells with intervals not connected to development in the presence of permeability contrast, including after standard acid treatments. It is necessary to test the technology at objects with a small formation thickness to ensure a higher specific reagent consumption, taking into account the high cost of self-diverting acids.


Full Text

Введение Ежегодное ухудшение структуры запасов, повышение обводненности добываемой продукции требует совершенствования технологий интенсификации добычи нефти. Одной из такой технологии являются самоотклоняющиеся кислотные составы (СОКС) для карбонатного типа породы. Принцип действия основан на способности состава образовывать гель при взаимодействии с породой коллектора, способный отклонять последующие порции композиции в менее проницаемые участки. Именно так достигается более равномерная обработка по объему с созданием сети каналов-червоточин. При этом вязкость состава снижается до первоначальной и менее после полной нейтрализации кислоты [1, 2]. Результаты лабораторных исследований С целью подтверждения заявленных свойств реагента [3] проведены лабораторные исследования. Существуют различные подходы к моделированию самоотклоняющихся систем в лабораторных условиях [4], в данной работе представлен стандартный комплекс исследований в «свободном объеме», фильтрационные испытания на одиночных керновых образцах, а также фильтрационные исследования на двухслойных разнопроницаемых моделях. Геолого-физические характеристики объекта испытаний: - вязкость нефти в пластовых условиях - 20 мПа·с; - пластовая температура - 27 °С; - диапазон проницаемости по газу: - 1-я группа (низкопроницаемый пропласток) - 0,01-0,035 мкм2; - 2-я группа (высопроницаемый пропласток) - 0,035-0,069 мкм2. Для подтверждения заявленных свойств проведены замеры изменения вязкости по мере истощения самоотклоняющегося состава (рис. 1). По результатам лабораторных исследований подтверждена способность набора вязкости самоотклоняющегося состава при реакции с карбонатной породой, при этом после истощения кислоты вязкость состава снизилась в 4 раза по сравнению с первоначальной. Такое поведение кислотной системы позволяет сделать вывод о возможности временной кольматации составом наиболее проницаемого интервала для перераспределения следующего объема кислотного состава в низкопроницаемую часть коллектора, не оставляя при этом остаточной кольматации пласта. В целом по результатам исследований в «свободном объеме» кислотного и самоотклоняющегося состава сформированы следующие выводы: - оба реагента являются совместимыми с пластовой водой и нефтью объекта испытаний; - для кислотного состава наблюдается замедление скорости реакции с карбонатной породой по сравнению с соляной кислотой аналогичной концентрации, степень замедления для различного кернового материала - 0,5-0,66 ед.; - самоотклоняющийся состав при нейтрализации керновым материалом соответствует заявленным свойствам: постепенно набирает вязкость до степени истощения 60-70 %, далее вязкость системы резко снижается и при 100%-ном истощении составляет менее 10 мПа·с, что ~ в 4 раза ниже начальной вязкости СОКС. Фильтрационные испытания по определению проницаемости и моделированию воздействия СОКС и кислотного состава проводились на установке типа ПИК-ОФП. Образец керна закладывался в кернодержатель с боковым гидрообжимом для исключения фильтрации вдоль боковой поверхности образца. На первом этапе фильтрационных испытаний проведена оценка влияния СОКС и кислотного состава на матрицу породы коллектора (образцы керна со 100%-ной водонасыщенностью). Порядок проведения фильтрационных испытаний: - определение проницаемости до закачки кислотного состава; Рис. 1. Динамика вязкости СОКС при реакции с керновым материалом при пластовой температуре - моделирование процесса закачки кислотного состава; - фильтрация кислотного состава через керновый образец в направлении «скважина - пласт» при скорости закачки 1 см3/мин до «прорыва» - момента образования высокопроницаемого канала, сопровождающегося резким падением давления закачки. Фиксация количества кислотного состава, закаченного до прорыва; - выдержка кислотного состава в поровом пространстве не производится (по заявлению авторов технологии); - определение проницаемости после закачки кислотного состава: фильтрация пластового флюида через керновый образец в направлении «пласт - скважина» до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости; Kвосст = Kпр2/ Kпр1, (1) где Kвосст - коэффициента восстановления проницаемости, ед.; Kпр1 - коэффициент проницаемости до закачки КС, мкм2; K пр2 - коэффициент проницаемости после закачки КС, мкм2. По результатам фильтрационных испытаний: 1. Для группы проницаемости по газу от 0,01 до 0,035 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости по воде составил: - для СОКС: 118,42-180 ед.; - для кислотного состава: 60,53-135,42 ед. 2. Для группы проницаемости по газу от 0,035 до 0,07 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости составил: - для СОКС: 33,72-69,60 ед.; - для кислотного состава: 26,58-28,08 ед. В процессе фильтрации кислотных составов наблюдается постоянный рост давления закачки до момента «прорыва» (резкое падение давления) с последующим образованием высокопроницаемого канала. На втором этапе фильтрационных испытаний проведена оценка влияния СОКС и кислотного состава на изменение нефтепроницаемости образцов керна (нефтенасыщенные образцы керна с остаточной водонасыщенностью). Порядок проведения исследований аналогичен первому этапу работ. По результатам фильтрационных испытаний: 1. Для группы проницаемости по газу от 0,01 до 0,035 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости по нефти составил: - для СОКС: 171,07-173,13 ед.; - для кислотного состава: 136,29-170,73 ед. 2. Для группы проницаемости по газу от 0,035 до 0,07 мкм2 коэффициент восстановления проницаемости составил: - для СОКС: 46,34-47,01 ед.; - для кислотного состава: 37,68-40,00 ед. Аналогично для первого этапа в процессе фильтрации кислотных составов наблюдается постоянный рост давления закачки до момента «прорыва» с последующим образованием высокопроницаемого канала. На основании анализа полученных результатов установлено, что для образования «прорыва» в нефтенасыщенных образцах керна требуется меньше закачки поровых объемов СОКС, чем кислотного состава, примерно на 30 %. На третьем этапе фильтрационных испытаний проведена оценка эффективности технологии кислотной обработки в условиях неоднородного пласта на двухслойных разнопроницаемых керновых моделях, состоящих из образцов керна с сохраненным диаметром. Неоднородная модель пласта состоит из двух параллельно расположенных керновых моделей, имеющих один вход для подачи флюидов и реагентов, моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки. Порядок проведения фильтрационных испытаний: А. Определение проницаемости по нефти до закачки реагентов: фильтрация модели пластовой нефти через нефтенасыщенную неоднородную керновую модель с остаточной водонасыщенностью в направлении «пласт - скважина» до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости по нефти в следующей последовательности: 1) на керновой модели, моделирующей низкопроницаемый пропласток; 2) на керновой модели, моделирующей высокопроницаемый пропласток; 3) в целом для неоднородной модели. При определении проницаемости неоднородной модели пласта выполняется подбор скорости закачки, обеспечивающей фильтрацию флюида через высокопроницаемую модель 10 см3/мин. Б. Моделирование процесса закачки реагентов. Закачка реагентов в неоднородную керновую модель производится в направлении «скважина - пласт» поэтапно: 1) закачка СОКС со скоростью, подобранной на этапе определения проницаемости, в количестве 0,3 Vпор высокопроницаемой модели или 0,1 Vпор низкопроницаемой модели (что наступит раньше); 2) закачка кислотного состава со скоростью, подобранной на этапе определения проницаемости, до «прорыва» - момента образования высокопроницаемого канала и резкого падения давления закачки; 3) выдержка кислотного состава и СОКС в поровом пространстве не производится (по заявлению авторов технологии). В. Определение проницаемости по нефти после закачки реагентов: фильтрация через неоднородную керновую модель в направлении «пласт - скважина» модели пластовой нефти до стабилизации давления в системе (в объеме не менее 3 Vпор) с последующим определением проницаемости по нефти в следующей последовательности: 1) на керновой модели, моделирующей низкопроницаемый пропласток; 2) на керновой модели, моделирующей высокопроницаемый пропласток; 3) в целом для неоднородной модели. Г. Фотографирование торцевых поверхностей керна после закачки реагентов. Д. Определение коэффициента восстановления проницаемости по модели пластовой нефти отдельно для низко-, высокопроницаемой и неоднородной керновых моделей. Результаты испытаний представлены в табл. 1. Результаты промысловых испытаний Имеется большой опыт проведения кислотных обработок с применением СОКС [1, 5-45]. В данной статье проанализирован опыт работ на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Технология испытана на четырех скважинах, технологический процесс проведения ОПЗ предусматривал следующие этапы: 1) закачка кислотного состава в объеме насосно-компрессорных труб при непосаженном пакере; 2) посадка пакера; 3) закачка СОКС; 4) закачка оставшегося объема кислотного состава; 5) продавка кислотного состава технической водой в объеме НКТ + 1,5 м3. Основные технологические параметры проведенных обработок призабойной зоны (ОПЗ) представлены в табл. 2. Проанализирован график закачки на скважине № 1, рост давления закачки произошел только на стадии продавки, Рис. 2. Минеральный состав пород по данным исследований керна а б Рис. 3. Профили притока до и после ОПЗ по скважине № 2 (а) и № 4 (б) а б Рис. 4. Распределение удельного прироста дебита нефти от удельного расхода кислоты: а - на метр перфорированной толщины пласта; б - на метр работающей до ГТМ толщины пласта Таблица 1 Результаты испытания технологии на двухслойных неоднородных моделях Образец керна Проницаемость по нефти до закачки реагентов, Kпрн1, мкм2 Скорость закачки реагентов, см3/мин Объем закачки СОКС, см3 (Vпор) Рмах при закачке СОКС, МПа Объем закачки КО, см3 (Vпор) Рмах при закачке КО, МПа Проницаемость по нефти после закачки реагентов Kпрн2, мкм2 Kвосст, ед. Неоднородная модель № 1 1 0,0024 12,0 3,1 (0,074) 96 (2,30) 1,42 0,8557 361,25 2 0,0121 15,5 (0,300) 0,52 94 (1,82) 0,5704 46,99 Модель № 1 0,0073 - - 0,7131 98,30 Неоднородная модель № 2 3 0,0050 15,4 4,8 (0,102) 0,74 67 (1,42) 1,26 0,6484 129,84 4 0,0094 10,2 (0,178) 113 (1,97) 0,8645 92,21 Модель № 2 0,0072 - - 0,7565 105,29 Таблица 2 Основные технологические параметры проведенных обработок призабойной зоны № скважины Объем кислотного состава, м3 Объем СОКС, м3 Удельный расход кислоты на метр перфорированной толщины, м3/м Доля СОКС по отношению к объему кислоты, доли ед. Максимальное давление закачки, МПа 1 25 10 4,6 0,40 1,8 2 17 8 0,9 0,47 5,0 3 12 5,5 0,5 0,46 0,0 4 22,5 9,5 4,4 0,37 3,0 Таблица 3 Технологическая эффективность обработки призабойной зоны № скважины Режим работы скважин Прирост дебита нефти, т/сут до ГТМ после ГТМ Qн, т/сут Qж, м3/сут % воды Qн, т/сут Qж, м3/сут % воды 1 2,6 4,9 40 3,6 9,0 25 1,0 2 1,1 2,0 38 3,8 24,4 80 2,7 3 1,5 2,0 16 3,9 7,6 28 2,4 4 1,5 3,0 43 5,4 9,3 31 3,9 Примечание: ГТМ - гидротехнические мероприятия. примерно через 100 мин после начала входа СОКС в пласт. Такой характер поведения давления, вероятно, связан с замедленной скоростью реакции СОКС с породой, в результате чего набор вязкости СОКС происходил медленно. Кроме того, проанализированы данные минерального состава пород, образцы керна по данному объекту отобраны лишь в одной скважине. По данным исследований минерального состава пород образцов керна проницаемые интервалы продуктивного пласта практически полностью состоят из доломита (рис. 2), что объясняет низкую скорость реакции СОКС с породой и, соответственно, медленный набор его вязкости. Исследования по определению профиля притока до и после проведения ОПЗ выполнены только в скважинах № 2 и № 4 (рис. 3). Согласно исследованиям, в скважине № 2 до ОПЗ основной приток жидкости (87 %) поступал из нижней части интервала перфорации ниже глубины 1346,7 м. После проведения ОПЗ на данный интервал приходится 100 % притока. Однако дополнительно отмечается включение в работу интервала 1352,9-1355,4 м и снижение доли притока из интервала 1346,7-1352,7 м с 53 до 40 %. Отсутствие притока из верхней части пласта после ОПЗ, вероятно, связано с меньшей депрессией на пласт при проведении исследований (уровень после свабирования 250 м, при исследованиях до ОПЗ - 969 м). Также возможно, что верхняя часть пласта при проведении ОПЗ не подверглась воздействию кислоты из-за низкого удельного расхода СОКС и кислотного состава на метр перфорированной толщины или из-за наличия высокого контраста проницаемости и порового давления по сравнению с нижней частью пласта. Согласно исследованиям, в скважине № 4 до ОПЗ основной приток жидкости (84 %) поступал из нижней части интервала перфорации - ниже глубины 1373,3 м. После проведения ОПЗ отмечается включение в работу интервала 1371-1373,3 м. Работа интервала 1368-1370,8 м, на который приходилось 16 % притока, не отмечается, что, вероятно, связано с меньшей депрессией на пласт при проведении исследований (уровень после свабирования 608 м, при исследованиях до ОПЗ - 956 м). Таким образом, по данной скважине, как и по скважине № 2, произошло включение в работу нового интервала при меньшей депрессии на пласт, однако не отмечается снижения доли притока наиболее работающего интервала. Таким образом, по результатам потокометрических исследований до/после ОПР отклоняющий эффект СОКС, который отмечался на этапе фильтрационных испытаний на неоднородных двухслойных моделях пласта, подтвердился в скважинных условиях. В табл. 3 представлена технологическая эффективность выполненных ОПЗ. Средний прирост дебита нефти составил 2,5 т/сут, наибольший прирост дебита нефти (3,9 т/сут) получен в скважине № 4, по ней же отмечается и самый высокий удельный прирост на метр перфорированной толщины пласта (0,49 т/ (сут·м)). При этом без учета скважины № 1 отмечается тенденция увеличения удельного прироста дебита нефти от удельного расхода кислоты: по скважинам № 2 и № 3 удельный расход кислоты в 6,3 раза меньше, чем в скважине № 4, и получен в 6,1 раза меньший удельный прирост дебита нефти (рис. 4, а). При этом в скважинах с выполненными потокометрическими исследованиями до ГТМ отмечена прямая зависимость эффективности от удельного расхода кислотного состава (рис. 4, б). Заключение 1. При проведении работ на всех скважинах, кроме скважины № 3, закачка сопровождалась ростом устьевого давления, что косвенно может говорить о проявлении отклоняющего эффекта от действия СОКС. 2. Исследования минерального состава свидетельствуют о высоком содержании доломита в разрезе продуктивного пласта, в результате, чего за счет низкой скорости реакции СОКС с породой отклоняющий эффект может проявляться с задержкой. Рекомендуется испытание технологии на объекте с низким содержанием доломитов в скважинах. 3. По результатам потокометрических исследований, проведенных в скважинах № 2 и № 4, зафиксировано перераспределение профиля притока, что также отмечалось на этапе фильтрационных исследований на двухслойных разнопроницаемых моделях. 4. Перспективной областью применения СОКС являются скважины с неподключенными в разработку интервалами при наличии контраста проницаемости, в том числе после проведения стандартных кислотных обработок. 5. Необходимо испытание технологии на объектах с небольшой мощностью пласта с целью обеспечения большего удельного расхода реагентов с учетом высокой стоимости СОКС.

About the authors

Tatiana S. Yakimova

PermNIPIneft

Author for correspondence.
Email: Tatyana.Yakimova@pnn.lukoil.com

References

  1. Cherepanov S.S. et al. Rezul'taty promyshlennogo tirazhirovaniia tekhnologii kislotnykh obrabotok s primeneniem otkloniaiushchikhsia sistem na mestorozhdeniiakh OOO “LUKOIL-PERM''” [Results of industrial replication of acid treatment technologies by using deflection systems at the deposits of LLC "LUKOIL-PERM"]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2019, no. 6(330), pp. 19-28. doi: 10.30713/2413-5011-2019-6(330)-19-28
  2. Glushchenko V.N. et al. Kislotnye obrabotki: sostavy, mekhanizmy reaktsii, dizain [Acid treatments: compositions, reaction mechanisms, design]. Ufa: AN RB, Gilem, 2010, 392 p.
  3. Shipilov A.I. et al. Novye kislotnye sostavy dlia selektivnoi obrabotki karbonatnykh porovo-treshchinovatykh kollektorov [New acid compositions for selective treatment of carbonate reservoir]. Neftianoe khoziaistvo, 2012, no. 2, pp. 80-83.
  4. Pestrikov A.V., Politov M.E. Samootkloniaiushchiesia kislotnye sistemy na osnove viazkouprugikh PAV: eksperiment i model' [Self-diverting acid systems based on viscoelastic surfactants: experiment and model]. Neftegazovoe delo, 2013, no. 4, pp. 529-562.
  5. Telin A.G. et al. Kompleksnyi podkhod k uvelicheniiu effektivnosti kislotnykh obrabotok skvazhin v karbonatnykh kollektorakh [An integrated approach to increasing the efficiency of acidizing wells in carbonate reservoirs]. Neftianoe khoziaistvo, 2001, no. 8, pp. 69-74.
  6. Efimov O.D. et al. Povyshenie produktivnosti dobyvaiushchikh skvazhin pri primenenii samootkloniaiushchegosia kislotnogo sostava (na primere skvazhin Orenburgskogo NGKM) [Application the self-diverting acid to increasing the production wells (on example Orenburg OGCF)]. Ekspozitsiia. Neft'. Gaz, 2015, no. 7 (46), pp. 48-50.
  7. Khuzhin, R.D., Lysenkov A.V. Opyt primeneniia bespolimernogo samootkloniaiushchegosia kislotnogo sostava v karbonatnykh kollektorakh Bashkortostana [Experience of using polymer-free self-diverting acid composition in carbonate reservoirs of Bashkortostan]. Molodoi uchenyi, 2017, no. 22 (156), pp. 93-98.
  8. Mokrushin A.A., Shmidt A.A., Solodov A.N. Primenenie samootkloniaiushcheisia sistemy pri provedenii bol'sheob"emnykh kislotnykh obrabotok na ob"ektakh OAO “Samaraneftegaz” [Application of a self-deflecting system when carrying out large-volume acid treatments at the facilities of Samaraneftegaz, OJSC]. Sbornik nauchnykh trudov OOO “SamaraNIPIneft'”, 2013, no. 2, pp. 169-176.
  9. Albuquerque Marcos, Smith Chris. Eight success cases of VDA application in large limestone reservoir in the caspian region. Paper SPE-98221-PP, 2008
  10. Alleman D., Qi Qu, Keck R. The Development and Successful Field Use of Viscoelastic Surfactant-based Diverting Agents for Acid Stimulation. Paper SPE 80222, 2003. doi: 10.2118/80222-MS
  11. Gomaa A.M., Cutler J., Qu Qi, Cawiezel K.E. Acid Placement: An Effective VES System to Stimulate High-Temperature Carbonate Formations. Paper SPE 157316, 2012, vol. 558. doi: 10.2118/157316-MS
  12. Taylor D., Kumar P.S., Fu D. et al. Viscoelastic Surfactant based Selfdiverting Acid for Enhanced Stimulation in Carbonate Reservoirs. Paper SPE 82263, 2003. doi: 10.2118/82263-MS
  13. Zhou Fujian, Liu Yuzhang, Zhang Shaoli et al. A Novel Diverting Acid Stimulation Treatment Technique for Carbonate Reservoirs in China. Paper SPE 123171, 2009. doi: 10.2118/123171-MS
  14. Chang F.F., Love T., Affeld C.J., Blevins J.B., Thomas R.L., Fu D.K. Case Study of a Novel Acid-Diversion Technique in Carbonate Reservoirs. Paper SPE 56529-MS, 1999. doi: 10.2118/56529-MS
  15. Alleman D., Qi Qu, Keck R. The Development and Successful Field Use of Viscoelastic Surfactant-based Diverting Agents for Acid Stimulation. Paper SPE 80222, 2003. doi: 10.2118/80222-MS
  16. Paccaloni G., Tambini M. Advances in Matrix Stimulation Technology. SPE 20623, 1990. doi: 10.2118/20623-PA
  17. Kalfayan L.J., Martin A.N. The art and practice of acid placement and diversion: History, Present State and Futurу. SPE 124141, 2009. doi: 10.2118/124141-MS
  18. Paccaloni G. A New, Effective Matrix Stimulation Diversion Technique. SPE 24781. doi: 10.2118/24781-PA
  19. Smith C.L., Anderson J.L., Roberts P.G. New Diverting Techniques for Acidizing and Fracturing and Fracturing. Paper SPE 2751, 1969. doi: 10.2118/2751-MS
  20. Lungwitz B.R., Hathcock R.L., Koerner K.R., Byrd D.M., Gresko M.J., Skopec R.A., Martin J.W., Fredd C.N. and, Cavazzoli G.D. Optimization of Acid Stimulation for a Loosely Consolidated Brazilian Carbonate Formation - Multidisciplinary Laboratory Assessment and Field Implementation. Paper SPE-98357, 2006. doi: 10.2118/98357-MS
  21. Nasr-El-Din H.A., Al-Mohammad A.M., Al-Aamri A.D., Al-Fahad M.A., Chang F.F. Quantitative analysis of reaction-rate retardation in surfactant-based acids. SPE Production and Operations, 2009, February, pp. 107-116. doi: 10.2118/107451-PA
  22. Nasr-El-Din H.A., Al-Nakhli A., Al-Driweesh S., Welton T., Sierra L., Van Domelen M. Optimization of Surfactant-Based Fluids for Acid Diversion. Paper SPE 107687, 2007. doi: 10.2118/107687-MS
  23. Toseef A., Beaman D.J., Birou P. Viscoelastic Surfactant Diversion: An Effective Way to Acidize Low-Temperature Wells. Paper SPE 136574, 2010. doi: 10.2118/136574-MS
  24. Yu M., Mahmoud M.A., Nasr-El-Din H.A. Propagation and Retention of Viscoelastic Surfactants Following Matrix Acidizing Treatments in Carbonate Cores. Paper 128047, 2010. doi: 10.2118/128047-PA
  25. Iliasov S. et al. Khimicheskie otkloniteli dlia povysheniia produktivnosti i snizheniia obvodnennosti skvazhin [Chemical diverters to increase productivity and reduce water cuts in wells]. Neft' i gaz Rossii, 2010, no. 5, pp. 62-64.
  26. Litvin V.T. Obosnovanie tekhnologii intensifikatsii pritoka nefti dlia kollektorov bazhenovskoi svity s primeneniem kislotnoi obrabotki [Justification of the technology for stimulating oil flow for the reservoirs of the Bazhenov formation using acid treatments]. Ph. D. thesis: 25.00.17. Saint Petersburg, 2016, 131 p.
  27. Strizhnev K.V. et al. Selektivnoe vozdeistvie na prizaboinuiu zonu plasta [Selective impact on the bottomhole formation zone]. Interval, 2005, no. 4, pp. 64-69.
  28. Farmanzade A.R. Podbor osnovy kislotnogo sostava i spetsial'nykh dobavok dlia obrabotki prizaboinoi zony plasta Bazhenovskoi svity [Selection of the acid composition base and special additives for the treatment of the bottomhole formation zone of the Bazhenov formation]. Mezhdunarodnyi nauchno-issledovatel'skii zhurnal, 2015, no. 3-4, pp. 68-72.
  29. Khakimov A.A. et al. Povyshenie effektivnosti kislotnykh obrabotok skvazhin khimicheskimi metodami [Improving the efficiency of acidizing wells by chemical methods]. Neftianoe khoziaistvo, 2011, no. 11, pp. 106-107.
  30. Dzhafarpur Kh. et al. Issledovanie vliianiia dobavleniia PAV v solianuiu kislotu na skorosti reaktsii i rastvoreniia pri obrabotke karbonatnykh kollektorov [Investigation of the influence of surfactants addition into hydrochloric acid on the reaction and dissolution speed when treating carbonate collector]. Stroitel'stvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2018, no. 4, pp. 35-38. doi: 10.30713/0130-3872-2018-4-35-38
  31. Kharisov R.Ia. Faktory, vliiaiushchie na effektivnost' kislotnoi stimuliatsii skvazhin v karbonatnykh kollektorakh [Factors affecting the effectiveness of acid stimulation of wells in carbonate reservoirs]. Nauchno-tekhnicheskii vestnik OAO “NK “Rosneft'”, 2007, no. 1, pp. 18-24.
  32. Khlebnikov V.N. Issledovanie vliianiia khimicheskikh reagentov na vzaimodeistvie solianoi kisloty s karbonatnoi porodoi [Study of the influence of chemical reagents on the interaction of hydrochloric acid with carbonate rocks]. Interval, 2003, no. 2 (49), pp. 4-8.
  33. Shakurova A.F., Gutorov Iu.A. Rezul'taty primeneniia SKO na Tuimazinskom neftianom mestorozhdenii [Results of using hydrochloric acid treatments at the Tuimazinsky]. Materialy 37-i nauchno-tekhnicheskoi konferentsii molodykh uchenykh, aspirantov i studentov. Ufa, 2010, vol. I, pp. 134-135.
  34. Andreev A.B. Sovershenstvovanie tekhnologii solianokislotnogo vozdeistviia na plast na Dachnom mestorozhdenii [Improving the technology of hydrochloric acid stimulation of the reservoir at the Dachnoye field]. Materialy mezhdunarodnoi molodezhnoi nauchnoi konferentsii “Severgeoekotekh-2004”. Ukhta: Ukhtinskii gosudarstvennyi tekhnicheskii universitet, 2004, pp. 253-255.
  35. Zainullin N.G. et al. Intensifikatsiia razrabotki zalezhei nefti s karbonatnymi kollektorami putem optimizatsii zaboinykh davlenii [Intensification of the development of oil deposits with carbonate reservoirs by optimizing bottomhole pressures]. Neftianoe khoziaistvo, 1992, no. 1, pp. 29-33.
  36. Ziiad N.M. Sovershenstovanie metodov intensifikatsii pritoka nefti k zaboiu skvazhin putem kislotnykh obrabotok [Improvement of methods for stimulating oil flow to the bottom of wells by acid treatments]. Ufa, 2001. 22 p.
  37. Karpov A.A. Povyshenie effektivnosti kislotnykh obrabotok vysokoobvodnennykh skvazhin v treshchinovato-porovykh karbonatnykh kollektorakh [Improving the efficiency of acid treatments of highly watered wells in fractured-porous carbonate reservoirs]. Ufa: Ufimskii gosudarstvennyi neftianoi tekhnicheskii universitet, 2005. 134 p.
  38. Lysenkov A.V. et al. Intensifikatsiia pritoka nefti iz gidrofobizirovannykh karbonatnykh kollektorov s vysokoi obvodnennost'iu [Stimulation of oil inflow from hydrophobized carbonate reservoirs with high water cut]. Neftianoe khoziaistvo, 2009, no. 6, pp. 36-39.
  39. Makeev G.A. et al. Effektivnost' i granitsy primenimosti solianokislotnykh obrabotok [Efficiency and applications of hydrochloric acid treatments]. Neftianoe khoziaistvo, 1986, no. 7, pp. 41-44.
  40. Mishchenkov I.S., Troshkov S.A. Vliianie skorosti dvizheniia kisloty na skorost' rastvoreniia karbonatnoi porody [Influence of acid movement rates on dissolution rates of carbonate rocks]. Neftianoe khoziaistvo, 1986, no. 5, pp. 48-49.
  41. Strizhov I.N. et al. Vliianie metodov intensifikatsii pritoka na dinamiku dobychi nefti [Influence of flow stimulation methods on the dynamics of oil production]. Neftianoe khoziaistvo, 2003, no. 9, pp. 65-67.
  42. Tosunov E.M. et al. Novyi metod glubokoi obrabotki karbonatnykh plastov [A new method for deep processing of carbonate formations]. Neftianoe khoziaistvo, 1989, no. 4, pp. 34-38.
  43. Tukhteev P.M. et al. Intensifikatsiia dobychi nefti iz karbonatnykh kollektorov [Stimulation of oil production from carbonate reservoirs]. Neftianoe khoziaistvo, 2002, no. 4, pp. 68-70.
  44. Khlebnikov V.N. et al. Vliianie reagentov na vzaimodeistvie kislot s neftesmochennoi karbonatnoi porodoi [Influence of reagents on the interaction of acids with oil-wet carbonate rock]. Interval, 2001, no. 7, pp. 20-23.

Statistics

Views

Abstract - 3

PDF (Russian) - 4

PDF (English) - 1

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Yakimova T.S.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies