RU2261981C1 - Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well - Google Patents
Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261981C1 RU2261981C1 RU2004121893/03A RU2004121893A RU2261981C1 RU 2261981 C1 RU2261981 C1 RU 2261981C1 RU 2004121893/03 A RU2004121893/03 A RU 2004121893/03A RU 2004121893 A RU2004121893 A RU 2004121893A RU 2261981 C1 RU2261981 C1 RU 2261981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- formation
- mpa
- screen
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции заколонных перетоков газа при строительстве и эксплуатации нефтедобывающей скважины.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for isolating annular gas flows during the construction and operation of an oil well.
Одной из проблем освоения и эксплуатации нефтедобывающей скважины является снижение дебита нефти из-за притока газа в зону перфорации нефтяного пласта из газовой шапки или смежного газового пласта либо по негерметичному цементному кольцу, либо по пласту вследствие образования газовой воронки.One of the problems in the development and operation of an oil well is the reduction in oil production due to gas inflow into the perforation zone of the oil reservoir from the gas cap or adjacent gas reservoir, either through an unpressurized cement ring or through the reservoir due to the formation of a gas funnel.
Известны способы ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающие геофизические исследования, перфорацию колонны, закачивание через перфорационные отверстия в газоносный пласт изолирующих составов и создание в нем газоизолирующего экрана. При этом в качестве изолирующего состава для ликвидации газоперетоков используют, например, насыщенные растворы солей с прогревом и последующим охлаждением скважины (патент РФ №2214500, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.).Known methods for eliminating annular and annular gas flows in wells, including geophysical exploration, column perforation, pumping insulating compositions through perforations in the gas-bearing layer and creating a gas-insulating screen therein. Moreover, as an insulating composition for eliminating gas flows, for example, saturated salt solutions with heating and subsequent cooling of the well are used (RF patent No. 2214500, class E 21 B 33/13, 2001).
Известный способ недостаточно эффективен из-за невысоких изолирующих свойств солевого раствора, кроме того реализация способа требует больших затрат тепловой энергии на прогрев скважины.The known method is not effective enough due to the low insulating properties of the saline solution, in addition, the implementation of the method requires large expenditures of thermal energy for heating the well.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в нефтедобывающей скважине, включающий подачу в каналы перетока изолирующего состава, спуск в скважину акустического излучателя и воздействие ультразвуковыми колебаниями на изолирующий состав (патент РФ №2212519, кл. Е 21 В 33/13, 2003 г.).Closest to the invention, the technical essence is a method of eliminating annular flows of gas and water in an oil well, comprising supplying an insulating composition to the overflow channels, lowering an acoustic emitter into the well and applying ultrasonic vibrations to the insulating composition (RF patent No. 2212519, class E 21 V 33/13, 2003).
Однако этот способ недостаточно эффективен из-за малой глубины проникновения изолирующего состава в пласт и, соответственно, малого радиуса изолирующего экрана в пласте.However, this method is not effective enough due to the small depth of penetration of the insulating composition into the formation and, accordingly, the small radius of the insulating screen in the formation.
Целью изобретения является эффективная ликвидация заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине.The aim of the invention is the effective elimination of annular gas flows in an oil well.
Поставленная цель достигается тем, что в способе ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны, закачивание под давлением через перфорационные каналы изолирующего состава, создание в газонасыщенном пласте газоизолирующего экрана, в газонасыщенном пласте создают газоизолирующий многослойный экран радиусом 15 м и более, для чего под давлением более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта в газонасыщенный пласт последовательно закачивают в расчете на 1 м толщины пласта воду в количестве, большем или равном 100 м3, затем водный раствор водоизолирующей жидкости, подогретой до температуры 30-50°С, в количестве, большем или равном 3 м3, и цементный раствор в количестве, большем или равном 0,5 м3.This goal is achieved in that in a method for eliminating annular gas flows in an oil well, including geophysical exploration, perforating a column, pumping under pressure through perforation channels of an insulating composition, creating a gas-insulating screen in a gas-saturated formation, a gas-insulating multilayer and a radius of 15 m are created in the gas-saturated formation more, for which under a pressure of more than 7 MPa, but less than the hydraulic fracturing pressure, they are sequentially injected into a gas-saturated formation per 1 m Thickness of the formation water in an amount greater than or equal to 100 m 3, then the aqueous solution is water shutoff fluid heated to a temperature of 30-50 ° C, in an amount greater than or equal to 3 m 3 and the cement slurry in an amount greater than or equal to 0.5 m 3 .
Из патентной и научно-технической литературы нам не известен способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине, содержащий совокупность указанных выше отличительных признаков - размер экрана, вид, последовательность и объемы закачивания изолирующих материалов, режимы их приготовления и нагнетания, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.From the patent and scientific and technical literature, we do not know a method for eliminating annular gas flows in an oil well, containing a combination of the above distinguishing features - screen size, type, sequence and volume of injection of insulating materials, the modes of their preparation and injection, which allows us to conclude about the novelty the claimed technical solution.
Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат состоит в том, что при такой глубокой изоляции, создании большого газоизолирующего экрана обеспечивается эффективная ликвидация и предупреждение газоперетока в интервал перфорации нефтедобывающей скважины при депрессиях до 10 МПа как по изотропному или анизотропному пласту вследствие образования газовой воронки, так и по дефектам заколонного цементного кольца.The technical result achieved by carrying out the invention consists in the fact that with such a deep isolation, creation of a large gas insulating screen, the gas flow is effectively eliminated and prevented during the perforation interval of an oil well during depressions of up to 10 MPa both in an isotropic or anisotropic reservoir due to the formation of a gas funnel and defects annular cement ring.
Указанные границы давлений закачивания жидкостей более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта позволяют закачивать жидкости в газовый пласт с возможно большой скоростью, «сплошным фронтом» по толщине пласта, не допуская гидроразрыва пласта и закачивания материалов в трещины гидроразрыва. При давлениях закачивания жидкостей на устье менее 7 МПа приемистость пласта незначительна или отсутствует, поэтому создание экрана потребует много времени или невозможно.The indicated boundaries of fluid injection pressures of more than 7 MPa, but less than the hydraulic fracturing pressure, allow fluid to be pumped into the gas reservoir at the highest possible speed, with a “solid front” across the thickness of the formation, preventing hydraulic fracturing and pumping of materials into hydraulic fractures. At pressures of injection of fluids at the wellhead of less than 7 MPa, the injectivity of the formation is negligible or absent, therefore, creating a screen will require a lot of time or is impossible.
Нагнетание в газовый пласт технической воды в объеме более 100 м3 на 1 м толщины пласта из условия оттеснения газа от ствола скважины на 15 и более м позволяет вытеснить газ в зону малых депрессий, что в совокупности с низкой вертикальной проницаемостью пластов исключает возможность внутрипластового газоперетока при эксплуатации скважины. При радиусе экрана менее 15 м способ недостаточно надежен.Injection of technical water into the gas reservoir in a volume of more than 100 m 3 per 1 m of the reservoir thickness from the condition of gas being pushed out from the wellbore by 15 or more meters allows gas to be displaced into the zone of small depressions, which together with low vertical permeability of the reservoir excludes the possibility of in-situ gas flow during well operation. With a screen radius of less than 15 m, the method is not reliable enough.
Нагнетание в пласт водоизолирующего гелеобразующего состава в количестве, большем или равном 3 м3 на 1 м толщины пласта, достаточно для оттеснения технической воды от ствола скважины на 3 м и более и исключения возможности вытеснения (выноса) закаченной воды из газового пласта. В качестве водоизолирующих материалов могут быть использованы известные вязкие гелеобразующие растворы солей, полимеров, их композиций, например жидкого стекла, гипана, полиакриамида, композиций жидкого стекла с полиакриламидом, полиакриламида с сшивающими агентами, гексаметилентетраамина с хлористым алюминием и мочевиной и т.п. Предварительное нагревание этих растворов до 30-50°С снижает в 2 и более раз вязкость этих растворов, что позволяет уменьшать давления при их закачивании в пласт и не допускать гидроразрыва пласта. Нагревать растворы до температуры более 50°С нецелесообразно из-за увеличения энергозатрат из-за потери тепла в окружающую среду, особенно в зимние холода.The injection into the reservoir of a water-insulating gel-forming composition in an amount greater than or equal to 3 m 3 per 1 m of the thickness of the formation is sufficient to push technical water from the wellbore by 3 m or more and exclude the possibility of displacement (removal) of injected water from the gas reservoir. Known viscous gelling solutions of salts, polymers, their compositions, for example water glass, hypane, polyacryamide, liquid glass compositions with polyacrylamide, polyacrylamide with crosslinking agents, hexamethylene tetraamine with aluminum chloride and urea, etc. can be used as water insulating materials. Preheating these solutions to 30-50 ° C reduces the viscosity of these solutions by 2 or more times, which allows reducing pressure when they are pumped into the formation and preventing hydraulic fracturing. It is impractical to heat solutions to temperatures above 50 ° C due to increased energy costs due to heat loss to the environment, especially in winter cold.
Нагнетание в газовый пласт цементного раствора в количестве, большем или равном 0,5 м3 на 1 м толщины пласта, докрепляет изоляцию пласта, снижает проницаемость прискважинной зоны пласта, восстанавливает разрушенное цементное кольцо, повышает его герметичность.The injection into the gas reservoir of cement in an amount greater than or equal to 0.5 m 3 per 1 m of the thickness of the reservoir, strengthens the insulation of the reservoir, reduces the permeability of the borehole zone of the reservoir, restores the destroyed cement ring, increases its tightness.
Таким образом, в газоносный пласт последовательно закачивают жидкости с возрастающей вязкостью, плотностью, прочностью структуры, создают в его прискважинной зоне большеразмерный «трехслойный» изолирующий экран (вода - гель - цемент), надежно препятствующий поступлению газа в нефтедобывающую скважину и позволяющий эффективно эксплуатировать нефтяные объекты.Thus, fluids with increasing viscosity, density, structural strength are sequentially pumped into the gas-bearing formation, a large-sized “three-layer” insulating screen (water - gel - cement) is created in its near-well zone, reliably preventing gas from entering the oil producing well and allowing efficient operation of oil objects .
Из существующего уровня техники нам не известен способ, включающий совокупность указанных выше действий, обеспечивающий достижение поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».From the existing level of technology, we do not know a method that includes a combination of the above actions, ensuring the achievement of the goal, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В процессе строительства скважины проводят геофизические исследования, определяют газонефтеводонасыщенные интервалы, газоносный пласт - потенциальный источник газопритока в интервал перфорации нефтяного пласта, спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Перфорируют колонну в интервале газоносного пласта. Спускают в скважину колонну НКТ с пакером, разобщают ствол пакером над верхними перфорационными отверстиями. Обвязывают устье скважины с цементированными агрегатами (насосами). С помощью агрегатов закачивают воду в газовый пласт. Параллельно в осреднительную емкость набирают воду, подогретую до 30-50°С, растворяют в ней реагенты и готовят водоизолирующий состав в необходимом объеме. После закачивания необходимого объема воды в газовый пласт закачивают водоизолирующий состав, затем цементный раствор. Работы по ликвидации газоперетока ведут при указанных выше давлениях закачивания, объемах нагнетаемых растворов до создания экрана размером более 15 м.During the construction of the well, geophysical studies are carried out, gas-oil-saturated intervals are determined, the gas-bearing formation is a potential source of gas inflow into the interval of perforation of the oil formation, the production casing is lowered and cemented. The column is perforated in the interval of the gas-bearing formation. A tubing string with a packer is lowered into the well, the trunk is disconnected with a packer above the upper perforations. Bind the wellhead with cemented aggregates (pumps). Using units, water is pumped into the gas reservoir. At the same time, water heated to 30-50 ° C is collected in the averaging tank, the reagents are dissolved in it, and the water-insulating composition is prepared in the required volume. After pumping the required volume of water into the gas reservoir, a water-insulating composition is pumped, then a cement mortar. Work on the elimination of gas flow is carried out at the above pumping pressures, the volumes of injected solutions to create a screen larger than 15 m.
После ОЗЦ и разбуривания цементного моста перфорируют, осваивают и вводят в эксплуатацию нефтяной пласт.After the OZZ and drilling of the cement bridge, the oil reservoir is perforated, mastered and put into operation.
При эксплуатации нефтедобывающей скважины в случае поступления газа в зону перфорации для ликвидации газоперетока в интервале нефтяного пласта устанавливают цементный мост. Затем перфорируют газоносный пласт. Далее ликвидируют газопереток в описанной выше последовательности. После окончания этих работ вновь перфорируют нефтяной пласт и вводят скважину в эксплуатацию.When operating an oil well in the event of gas entering the perforation zone, a cement bridge is installed in the interval of the oil reservoir to eliminate gas flow. Then the gas field is perforated. Next, eliminate gas in the sequence described above. After the completion of these works, the oil reservoir is perforated again and the well is put into operation.
Способ осуществлен в промысловых условиях.The method is carried out in the field.
Примеры осуществления способаExamples of the method
Пример 1. На Тальниковом нефтегазовом месторождении ТПП «Урай-нефтегаз» ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» залежь нефти пластов «П» и «Г» в юрских отложениях представляет собой тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой. При эксплуатации дебит нефти из-за притока газа в зону перфорации быстро сокращается. В результате нефтенасыщенные пласты выключаются из разработки, что недопустимо с точки зрения эффективной эксплуатации месторождения. Ранее предпринимавшиеся попытки изоляции газопроявлений по заколонному пространству закачиванием в газоносный пласт различных газоизолирующих материалов и созданием в пласте экранов размером менее 15 м успеха не имели. В скважине №6838 куста 24 для ликвидации газоперетока при строительстве перед ее освоением перфорировали газонасыщенный пласт в интервале 1925-1927 м. Давление гидроразрыва этого пласта 34,3 МПа, расчетное максимальное давление заканчивания газоизолирующих составов на устье, исключающее гидроразрыв пласта, равно 15 МПа. Спустили в скважину колонну НКТ с пакером, установили пакер на уровне кровли пласта, загерметизировали и спрессовали межколонное пространство. Обвязали устье с цементировочным агрегатом, закачали с его помощью в газонасыщенный пласт (толщина пласта 4 м) 1100 м3 воды при давлении на устье 9 МПа. В расчете на 1 м толщины пласта закачали 275,0 м3 воды. Воду в емкости с исходной температурой 15°С нагрели до 35°С, растворили жидкое стекло и приготовили водоизолирующий раствор жидкого стекла с концентрацией 8%, с плотностью 1,05 г/см3 и вязкостью 5 мПа·с (в 2,5 раза меньше вязкости раствора при 15°С) в количестве 20 м3. Закачали этот раствор в пласт при давлении на устье 10 МПа. После этого закачали в пласт 4,8 м3 цементного раствора плотностью 1,82 г/см3 при давлении на устье 12 МПа. После ликвидации газопритока вскрыли нефтяной пласт в интервале 1929-1932 м. Освоили и ввели скважину в эксплуатацию с дебитом нефти 11 т/сут. Газоприток в скважину при депрессии 8 МПа отсутствовал. Расчетный радиус газоизолирующего экрана превысил 20 м.Example 1. At the Talnikovoye oil and gas field of the Urai-Neftegaz TPP LUKoil-Western Siberia LLC, the oil reservoir of the P and G formations in the Jurassic sediments is a thin oil rim enclosed between an extensive gas cap and underlying bottom water. During operation, the oil flow rate is rapidly reduced due to gas inflow into the perforation zone. As a result, oil-saturated formations are shut down from development, which is unacceptable from the point of view of efficient field operation. Previous attempts to isolate gas showings in the annulus by pumping various gas-insulating materials into the gas-bearing formation and creating screens smaller than 15 m in size were not successful. In well No. 6838 of well 24 to eliminate gas flow during construction, a gas-saturated formation was perforated in the interval 1925-1927 m prior to its development. The hydraulic fracturing pressure of this formation was 34.3 MPa, the estimated maximum completion pressure of gas-insulating compositions at the wellhead excluding hydraulic fracturing was 15 MPa. A tubing string with a packer was lowered into the well, a packer was installed at the level of the formation roof, the annulus was sealed and compressed. The mouth was tied with a cementing unit, it was pumped into the gas-saturated formation (layer thickness 4 m) 1100 m 3 of water with a pressure at the mouth of 9 MPa. Based on 1 m of the formation thickness, 275.0 m 3 of water was injected. Water in a tank with an initial temperature of 15 ° C was heated to 35 ° C, water glass was dissolved and an aqueous insulating solution of water glass was prepared with a concentration of 8%, with a density of 1.05 g / cm 3 and a viscosity of 5 MPa · s (2.5 times less than the viscosity of the solution at 15 ° C) in an amount of 20 m 3 . This solution was pumped into the reservoir at a wellhead pressure of 10 MPa. After that, 4.8 m 3 of cement mortar with a density of 1.82 g / cm 3 was pumped into the reservoir at a wellhead pressure of 12 MPa. After liquidation of the gas inflow, the oil reservoir was discovered in the interval 1929-1932 m. The well was mastered and put into operation with an oil production rate of 11 tons / day. There was no gas inflow into the well with a depression of 8 MPa. The estimated radius of the gas insulating screen exceeded 20 m.
Пример 2. На том же месторождении по способу, описанному в примере 1, в скважине №6790 куста 16 в газоносный пласт в интервале 1900-1903 м закачали 300 м3 воды при давлении на устье 7,5 МПа, затем 15 м3 8% раствора жидкого стекла с температурой 42°С, плотностью 1,06 г/см3 при давлении на устье 9,5 МПа. После чего затворили и закачали в пласт 4 м3 цементного раствора плотностью 1,82 г/см3 при давлении на устье 13,5 МПа. Расчетный радиус газоизолирующего экрана составил 15 м. Скважина освоена и пущена в эксплуатацию с дебитом 12,5 т/сут нефти без заколонного газоперетока.Example 2. In the same field according to the method described in example 1, in well No. 6790 of well 16, 300 m 3 of water were pumped into a gas-bearing formation in the interval 1900-1903 m at a wellhead pressure of 7.5 MPa, then 15 m 3 8% a solution of water glass with a temperature of 42 ° C, a density of 1.06 g / cm 3 at a mouth pressure of 9.5 MPa. Then they closed and injected into the reservoir 4 m 3 of cement mortar with a density of 1.82 g / cm 3 at a wellhead pressure of 13.5 MPa. The estimated radius of the gas-insulating screen was 15 m. The well was mastered and put into operation with a production rate of 12.5 tons / day of oil without annular gas flow.
Пример 3. Аналогично в скважине 6788 куста 27 в газонасыщенный пласт в интервале 1825-1830 м в расчете на 1 м толщины пласта закачали 140 м3 воды при давлении 10 МПа; 7,2 м3 подогретого до 30°С водоизолирующего состава, содержащего хлористый алюминий, карбамид и гексаметилентетраамин, плотностью 1,08 г/см3 при давлении на устье 12 МПа и 1 м3 цементного раствора при давлении на устье 15 МПа. Расчетный радиус экрана составил 16 м. При депрессии 7 МПа газопереток по заколонному пространству отсутствует. Скважина эксплуатируется с высоким дебитом нефти.Example 3. Similarly, in well 6788 of wellbore 27, 140 m 3 of water was pumped into a gas-saturated formation in the range of 1825-1830 m per 1 m of the thickness of the formation at a pressure of 10 MPa; 7.2 m 3 of a water-insulating composition heated to 30 ° C containing aluminum chloride, urea and hexamethylene tetraamine, with a density of 1.08 g / cm 3 at a mouth pressure of 12 MPa and 1 m 3 of cement mortar at a mouth pressure of 15 MPa. The estimated screen radius was 16 m. With a depression of 7 MPa, there are no gas flows in the annular space. The well is operated with high oil production.
Пример 4. При эксплуатации нефтедобывающей скважины №6803 куста 24 дебит нефти резко снизился из-за притока газа в зону перфорации по заколонному пространству. Для ликвидации газоперетока в интервале перфорации нефтенасыщенного пласта 2000,0-2004,5 м установили цементный мост. Произвели перфорацию газонасыщенного пласта в интервале 1976-1986 м. Установили пакер, агрегатами закачали в пласт 1034 м3 воды (из них 50 м3 6% раствора хлористого кальция) в количестве 103,4 м3 на 1 м толщины пласта при давлении на устье 11 МПа. На воде, подогретой до 40°С, приготовили и закачали в газоносный пласт 40 м3 водоизолирующего состава, содержащего 5% жидкого стекла и 0,05% гидроизолированного полиакриламида марки Сайдрилл, плотностью 1,05 г/см3. Объем закаченного раствора составил 4 м3 на 1 м толщины пласта, давление закачивания 12 МПа. После чего затворили и закачали в интервал перфорации 6 м3 цементного раствора плотностью 1,83 г/см3, обработанного суперпластификатором С-3. Объем цементного раствора на 1 м толщины пласта - 0,6 м3. Давление в конце продавки цементного раствора - 15 МПа, расчетный радиус экрана 18 м. После повторной перфорации нефтяного пласта и ввода скважины в эксплуатацию переток газа по заколонному пространству отсутствовал.Example 4. During the operation of oil well No. 6803 of bush 24, the oil production rate decreased sharply due to the influx of gas into the perforation zone in the annulus. To eliminate the gas flow in the interval of perforation of the oil-saturated formation of 2000.0-2004.5 m, a cement bridge was installed. A gas-saturated formation was perforated in the interval 1976-1986 m. A packer was installed, 1034 m 3 of water (of which 50 m 3 of a 6% solution of calcium chloride) were pumped into aggregates in an amount of 103.4 m 3 per 1 m of the formation thickness at a wellhead pressure 11 MPa. On water heated to 40 ° C, 40 m 3 of a water-insulating composition containing 5% water glass and 0.05% Sidrill brand waterproofed polyacrylamide with a density of 1.05 g / cm 3 was prepared and pumped into a gas-bearing formation. The volume of the injected solution was 4 m 3 per 1 m of the thickness of the reservoir, the injection pressure of 12 MPa. Then they closed and pumped into the perforation interval of 6 m 3 cement mortar with a density of 1.83 g / cm 3 treated with C-3 superplasticizer. The volume of cement mortar per 1 m of the thickness of the reservoir is 0.6 m 3 . The pressure at the end of the cement grout was 15 MPa, the estimated radius of the screen was 18 m. After repeated perforation of the oil reservoir and commissioning of the well, there was no gas flow through the annulus.
Результаты промыслового применения показали, что способ позволяет эффективно и надежно ликвидировать перетоки газа по заколонному пространству в нефтедобывающих скважинах; вовлечь в разработку залежи со смешанным насыщением пластов; сократить убытки, связанные с ликвидацией газоперетоков, простоем скважин, снижением их дебита из-за газоперетока.The results of field application showed that the method allows to efficiently and reliably eliminate gas flows through annular space in oil wells; to involve reservoirs with mixed formation saturation in the development; reduce losses associated with the elimination of gas flows, downtime of wells, reduction of their flow rate due to gas flow.
Источники информацииSources of information
1. Патент РФ №2214500, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.1. RF patent №2214500, cl. E 21 B 33/13, 2001
2. Патент РФ №2212519, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.2. RF patent No. 2212519, cl. E 21 B 33/13, 2001
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121893/03A RU2261981C1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004121893/03A RU2261981C1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2261981C1 true RU2261981C1 (en) | 2005-10-10 |
Family
ID=35851267
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004121893/03A RU2261981C1 (en) | 2004-07-16 | 2004-07-16 | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261981C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2558069C1 (en) * | 2014-06-27 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil well development (versions) |
| RU2610958C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method of development of oil deposit |
| RU2693623C1 (en) * | 2018-07-16 | 2019-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Александра-Плюс" | Elimination method of wells |
-
2004
- 2004-07-16 RU RU2004121893/03A patent/RU2261981C1/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2558069C1 (en) * | 2014-06-27 | 2015-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil well development (versions) |
| RU2610958C1 (en) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method of development of oil deposit |
| RU2693623C1 (en) * | 2018-07-16 | 2019-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Александра-Плюс" | Elimination method of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5425421A (en) | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| CA2970650C (en) | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2455478C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2203405C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| Cole et al. | Two Water Control Sealant System for Matrix and Channel Plugging | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2196885C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2392418C1 (en) | Method for insulation of water productions and thief zones in well | |
| RU2187620C2 (en) | Method of water shut-off in porous-fractured oil reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111128 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |