RU2054525C1 - Method for well completion - Google Patents
Method for well completion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2054525C1 RU2054525C1 SU5046284A RU2054525C1 RU 2054525 C1 RU2054525 C1 RU 2054525C1 SU 5046284 A SU5046284 A SU 5046284A RU 2054525 C1 RU2054525 C1 RU 2054525C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- formation
- water
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к креплению, освоению и обработкам призабойных зон нефтяных скважин, в частности к способам их строительства и капительного ремонта на сложнопостроенных месторождениях с повышенной гидрофильностью пластов. The invention relates to the fastening, development and treatment of bottom-hole zones of oil wells, in particular to methods for their construction and major repairs in complex fields with increased hydrophilicity of the layers.
Известен способ заканчивания скважин, включающий крепление скважины колонной с перекрытием продуктивного пласта, цементирование через башмак колонны, перфорацию колонны и освоение скважины. A well-known method of well completion, including fixing the well with a column with the overlapping of the reservoir, cementing through the shoe of the column, perforation of the column and development of the well.
Недостатком известного способа является то, что он не предусматривает совмещения каждой из технологических операций с целью ускорения работ. Для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в способе предусматривается дополнительная операция перед цементированием, причем с закачкой не менее двухкратной мощности пласта растворов кислоты и щелочи с поверхностно активным веществом, что недостаточно эффективно и ускоряет коррозионное разрушение колонны. Кроме того, после обработки призабойной зоны этими составами повышается фазовая проницаемость нефти, но фазовая проницаемость пластовой воды снижается незначительно. Однако последнее желательно кратно снизить для увеличения периода безводной эксплуатации и уменьшения обводненности продукции сложнопостроенного пласта с переслаивающими нефтеносными и водоносными пропластками. The disadvantage of this method is that it does not provide for combining each of the technological operations in order to expedite the work. To preserve the reservoir properties of the reservoir, the method provides for an additional operation before cementing, and with the injection of at least twice the reservoir thickness of acid and alkali solutions with a surfactant, which is not effective enough and accelerates the corrosion of the column. In addition, after treatment of the bottom-hole zone with these compounds, the phase permeability of oil increases, but the phase permeability of formation water decreases slightly. However, it is desirable to reduce the latter by a multiple in order to increase the period of waterless operation and reduce the water cut of the products of a complex reservoir with interbedded oil and aquiferous layers.
Известен также способ заканчивания скважин, включающий крепление скважины колонной с перекрытием продуктивного пласта, цементирование колонны с последовательной закачкой двух порций технологической жидкости при условии превышения плотности первой порции над плотностью второй порции и получения суммарного гидростатического давления в колонне двух порций жидкости, превышающего давление в эксплуатационном пласте, опрессовку колонны и ее перфорацию. There is also a known method of completing wells, including attaching the well with a column with overlapping the reservoir, cementing the column with sequential injection of two portions of the process fluid, provided that the density of the first portion is higher than the density of the second portion and the total hydrostatic pressure in the column of two portions of fluid is higher than the pressure in the reservoir , crimping the column and its perforation.
Недостатком этого способа является то, что он также не полностью решает вопрос комплексного проведения работ с целью сокращения цикла строительства скважины. Так, например, при освоении скважины потребуется проведение дополнительной операции по замене бурового раствора (первой порции технологической жидкости) на жидкость для обработки ствола скважины, так как буровой раствор частично закольматирует околоскважинную зону в процессе и после перфорации, в результате ухудшит фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Кроме того, например, при разбуривании месторождений кустовым методом после крепления эксплуатационной колонны делается передвижка буровой установки на несколько метров для последующего бурения, а оставшаяся под буровой скважина закрывается в ожидании перфорации. Этот период длится порой несколько месяцев. При наличии же в нижней части колонны бурового раствора ухудшаются его свойства в плане качественного вскрытия нефтяного пласта (раствор расслаивается, оседает, "стареет" и др.). The disadvantage of this method is that it also does not completely solve the issue of integrated work in order to shorten the well construction cycle. So, for example, during well development, an additional operation will be required to replace the drilling fluid (the first portion of the process fluid) with the fluid for treating the wellbore, since the drilling fluid partially colds the near-wellbore zone during and after perforation, as a result, it worsens the reservoir properties of the reservoir . In addition, for example, when drilling fields using the cluster method, after attaching the production casing, the rig is moved a few meters for subsequent drilling, and the remaining under the borehole is closed awaiting perforation. This period sometimes lasts several months. If there is a drilling fluid in the lower part of the column, its properties are deteriorating in terms of the qualitative opening of the oil reservoir (the solution is stratified, settles, “ages”, etc.).
Сущность изобретения заключается в том, что в способе заканчивания скважин после перфорации осуществляют обработку призабойной зоны путем дополнительной закачки в пласт первой порции технологической жидкости, при этом в качестве первой порции технологической жидкости используют водный или солевой раствор, обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 смесью алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида, с объемной концентрацией 0,5-1,5%
Технический результат выражается в ускорении работ за счет сокращения времени на проведение дополнительных операций к перфорации колонны, повышения качества вторичного вскрытия и обработки продуктивных пластов за счет снижения межфазного натяжения на границах раздела фаз в поровом пространстве, уменьшения набухаемости глинистых включений, снижения фазовой проницаемости пластовых вод и повышения фазовой проницаемости нефти через обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 участок призабойной зоны.The essence of the invention lies in the fact that in the method of completing wells after perforation, the bottom-hole zone is treated by additionally injecting the first portion of the process fluid into the formation, while the first portion of the process fluid is using an aqueous or saline solution treated with IVB-1 water-repellent with a mixture of quaternary alkyl dimethylbenzylammonium chloride ammonium salts of dimethylamine and tertiary amine obtained by condensation of alkyldimethylamine and benzyl chloride with a bulk concent walkie-talkie 0.5-1.5%
The technical result is expressed in the acceleration of work by reducing the time for additional operations to perforate the columns, improving the quality of the secondary opening and processing of productive formations by reducing interfacial tension at the phase boundaries in the pore space, reducing the swelling of clay inclusions, reducing the phase permeability of formation water and increasing the phase permeability of oil through the IVF-1 treated section of the bottom-hole zone.
Гидрофобизатор ИВВ-1 водный раствор (ТУ 6-01-1-407-89) смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученная путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхлорида. Гидрофобизатор ИВВ-1 представляет собой жидкость от желтого до темно-коричневого цвета со средней молекулярной массой 335-360, а по физико-химическим показателям соответствует требованиям:
Массовая доля
алкилдиметилбензилам-
монийхлорида, не менее 45
Массовая доля
третичного амина, не более 5
Массовая доля соли
третичного амина, не более 10 рН водного раствора, в пределах 6,0-7,5
П р и м е р. После вскрытия продуктивного пласта и углубления под зумпф промывают забой, поднимают бурильную колонну. Производят замену компоновки низа бурильной колонны для проведения подготовительных работ в скважине перед спуском обсадной колонны (калибровку и проработку осложненных интервалов). После этого бурильную колонну поднимают и устанавливают за палец. Начинают спуск обсадной колонны. По окончании крепления скважины колонной с перекрытием продуктивного пласта и проведения профилактической промывки приступают к цементированию обсадной колонны обычным прямым методом с закачкой тампонажного раствора в трубное пространство и выходом в кольцевое пространство скважины через башмак колонны. При этом для продавки тампонажного раствора в затрубное пространство, в обсадную колонну закачивают составную технологическую жидкость (ТЖ), состоящую из двух порций. В качестве первой порции технологической жидкости применяют водный или солевой раствор, обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 с объемной концентрацией 0,5-1,5% Объем первой порции технологической (продавочной) жидкости принимают из условия заполнения эксплуатационной колонны протяженностью не менее 150-250 м. В качестве второй порции технологической (продавочной) жидкости применяют техническую воду, солевой раствор или нефтепродукт (нефть, дизельное топливо и др.). Например, при применении технической воды с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 в качестве первой порции продавочной жидкости, в качестве второй порции продавочной жидкости используют нефтепродукт, в зависимости от вида имеющий плотность 600-900 кг/м3, а при использовании в качестве первой порции солевого раствора с реагентом ИВВ-1, в качестве второй порции используют тот же солевой раствор без гидрофобизатора ИВВ-1, но меньшей плотности, примерно на величину 200-400 кг/м3, или техническую воду. Однако во всех случаях исходят из того, что гидростатическое давление в колонне двух порций технологической жидкости в сумме должно превышать пластовое давление эксплуатационного горизонта на величину, предусмотренную "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях".Water repellent IVV-1 aqueous solution (TU 6-01-1-407-89) is a mixture of alkyl dimethylbenzylammonium chloride with quaternary ammonium salts of dimethylamine and tertiary amine, obtained by condensation of alkyldimethylamine and benzyl chloride. Water repellent IVV-1 is a liquid from yellow to dark brown in color with an average molecular weight of 335-360, and according to physico-chemical parameters it meets the requirements:
Mass fraction
alkyldimethylbenzylam-
monium chloride, not less than 45
Mass fraction
tertiary amine, not more than 5
Mass fraction of salt
tertiary amine, not more than 10 pH of an aqueous solution, in the range of 6.0-7.5
PRI me R. After opening the reservoir and deepening under the sump, the face is washed, the drill string is raised. Replace the layout of the bottom of the drill string for preparatory work in the well before lowering the casing (calibration and elaboration of complicated intervals). After that, the drill string is lifted and set by the finger. Begin casing descent. After the well has been fixed with a casing with overlapping of the reservoir and the preventive flushing is carried out, cementing of the casing by the usual direct method is started by pumping the grout into the pipe space and exiting into the annular space of the well through the shoe of the casing. At the same time, in order to sell the grouting mortar into the annulus, a composite technological fluid (TG), consisting of two portions, is pumped into the casing. As the first portion of the process fluid, an aqueous or saline solution treated with IVV-1 water repellent with a volume concentration of 0.5-1.5% is used. The volume of the first portion of the process (squeeze) fluid is taken from the condition of filling the production string with a length of at least 150-250 m. As the second portion of the technological (selling) fluid, industrial water, saline or oil product (oil, diesel fuel, etc.) is used. For example, when using industrial water with the addition of IVB-1 water repellent as the first portion of the squeezing liquid, an oil product is used as the second portion of the squeezing liquid, depending on the type, having a density of 600-900 kg / m 3 , and when used as the first portion of salt solution with the IVV-1 reagent, as the second portion use the same saline solution without the IVB-1 water repellent, but of a lower density, approximately 200-400 kg / m 3 , or technical water. However, in all cases, it is assumed that the hydrostatic pressure in the column of two servings of the process fluid must exceed the reservoir pressure of the production horizon by the amount stipulated by the Unified Technical Rules for Work in the Construction of Wells in Oil, Gas and Gas Condensate Fields.
Таким образом, в качестве продавочной жидкости одновременно выступают обе порции жидкостей. После того, как получают "стоп", обсадную колонну опрессовывают, при этом также и первая порция технологической жидкости и вторая порция жидкости меньшей плотности одновременно выступают в качестве опрессовочной жидкости. Затем скважину закрывают в ожидании перфорации. При освобождении пространства около скважины приступают к перфорации обсадной колонны напротив продуктивного пласта. В процессе перфорации определенная часть первой порции технологической жидкости (водный или солевой раствор с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1), являющейся в данном случае перфорационной жидкостью, уже отфильтруется в продуктивный пласт. После перфорации пополняют объем жидкости в скважине и с повышением давления на устье продавливают в продуктивный пласт оставшуюся часть первой порции технологической жидкости, производя обработку призабойной зоны. При этом осуществляют строгий контроль по определению объема дополнительно закаченной в скважину третьей порции жидкости, объем которой не должен превышать объема первой порции технологической жидкости, поскольку нежелательно поступление в пласт-коллектор не обработанной гидрофобизатором ИВВ-1 второй порции технологической жидкости. Поэтому в качестве перфорационной жидкости и жидкости для обработки призабойной зоны выступает только первая порция технологической жидкости. По окончании производят вызов притока нефти. Thus, both portions of the liquids simultaneously act as the squeezing liquid. After a “stop” is obtained, the casing is crimped, and the first portion of the process fluid and the second portion of the liquid of lower density also act as the crimping fluid. Then the well is closed in anticipation of perforation. With the release of space near the well, they begin to perforate the casing opposite the reservoir. During the perforation, a certain part of the first portion of the process fluid (aqueous or saline solution with the addition of IVB-1 water repellent), which in this case is a perforation fluid, is already filtered into the reservoir. After perforation, the fluid volume in the well is replenished and, with increasing pressure at the wellhead, the remainder of the first portion of the process fluid is pushed into the reservoir to process the bottomhole zone. At the same time, strict control is carried out to determine the volume of a third portion of the fluid additionally pumped into the well, the volume of which should not exceed the volume of the first portion of the process fluid, since it is undesirable to receive a second portion of the process fluid that has not been treated with the IVB-1 water repellent in the reservoir. Therefore, only the first portion of the process fluid acts as a perforation fluid and a fluid for treating the bottomhole zone. At the end they make a call for oil inflow.
Вторичное вскрытие пласта и его обработка сопровождаются проникновением первой порции технологической жидкости, обработанной гидрофобизатором ИВВ-1, в поровые каналы породы-коллектора, где в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта уже образовались многочисленные границы раздела фильтрат бурового раствора нефть, являющиеся источниками капиллярного давления, которое снижается за счет уменьшения межфазного натяжения гидрофобизатором ИВВ-1 при перфорации и обработки. Кроме того, поскольку первая порция технологической жидкости имеет высокие значения ингибирующей способности, замедляются процессы набухания глин, а значит, в комплексе решаются вопросы сохранения пористости и повышения проницаемости, что позволит облегчить очистку призабойной зоны от продуктов деятельности бурового раствора и его компонентов, проникших в пласт еще на стадии бурения. Вышеописанное подтверждается данными лабораторных исследований. Оптимальную концентрацию гидрофобизатора ИВВ-1 в воде выбрали при исследовании следующих величин: межфазного натяжения на границе технологическая жидкость керосин; ингибирующая способность набухания крупки из глинистого шлама. Результаты приведены в табл. 1. Сущность показателя ингибирующей способности по методике АНИ заключается в определении степени диспергирования отсортированных частиц шлама в различных средах. В процессе бурения скважины на устье отобрали шлам, высушили и измельчили до размера зерен 1-2 мм. Пробу шлама в количестве 10 г помещали в 200 мл дистиллированной воды с определенным процентным содержанием реагента ИВВ-1. В автоклаве доводили температуру до 80оС и перемешивали на протяжении 6 ч. По количеству оставшегося шлама на ситах с ячейками 1х1 мм после отмыва и сушки определяли ингибирующую способность И, Межфазное натяжение измеряли сталагмометром. При объемной концентрации гидрофобизатора ИВВ-1 в 0,3-2,5% межфазное натяжение имеет минимальные значения 2,2-2,5 мН/м, но при прокачивании первой порции технологической жидкости от устья до забоя скважины из-за адсорбции определенной части гидрофобизатора ИВВ-1 на внутренней поверхности труб колонны концентрация реагента в водном или солевом растворе, дошедшего до забоя, снизится. Учитывая это обстоятельство, минимальную концентрацию реагента приняли несколько большей, в частности 0,5% Максимальную концентрацию гидрофобизатора ИВВ-1 в воде приняли равной 1,5% поскольку дальнейшее повышение расхода реагента не приводит к достижению существенно выше положительного эффекта, чем при концентрации, менее и равной 1,5% Кроме того, ингибирующая способность технологической жидкости при концентрации ИВВ-1 более 1,5% также стабилизируется на уровне 98% Поэтому не имеет смысла больший расход гидрофобизатора ИВВ-1.The secondary opening of the formation and its processing are accompanied by the penetration of the first portion of the technological fluid treated with the IVB-1 water repellent into the pore channels of the reservoir rock, where in the process of the initial opening of the reservoir, numerous oil filtrate interfaces have been formed, which are sources of capillary pressure, which decreases by reducing the interfacial tension of the IVB-1 water repellent during perforation and processing. In addition, since the first portion of the process fluid has high inhibitory properties, clay swelling slows down, which means that the issues of maintaining porosity and increasing permeability are resolved in a complex, which will make it easier to clean the bottomhole zone from the mud products and its components that have penetrated the formation still at the drilling stage. The above is confirmed by laboratory data. The optimal concentration of IVB-1 water repellent in water was chosen when studying the following values: interfacial tension at the boundary, technological liquid kerosene; inhibitory ability of swelling grains from clay sludge. The results are shown in table. 1. The essence of the indicator of inhibitory ability by the method of ANI is to determine the degree of dispersion of the sorted particles of sludge in various environments. In the process of drilling the well at the mouth, the sludge was taken, dried and crushed to a grain size of 1-2 mm. A sample of sludge in an amount of 10 g was placed in 200 ml of distilled water with a certain percentage of IVV-1 reagent. The temperature of the autoclave was adjusted to 80 ° C and stirred for 6 hours. At the amount of the remaining sludge with a mesh sieve of 1x1 mm after washing off and drying the inhibiting ability and interfacial tension measured stalagmometry. When the volume concentration of the IVB-1 water repellent agent is 0.3-2.5%, the interfacial tension has a minimum value of 2.2-2.5 mN / m, but when pumping the first portion of the process fluid from the wellhead to the bottom of the well due to the adsorption of a certain part of the IVB-1 hydrophobizer on the inner surface of the column pipes, the concentration of the reagent in the aqueous or saline solution that reaches the bottom will decrease. Given this circumstance, the minimum concentration of the reagent was taken slightly higher, in particular 0.5%. The maximum concentration of the IVB-1 water repellent in water was taken to be 1.5% since a further increase in the reagent consumption does not lead to a significantly higher positive effect than at a concentration of less than and equal to 1.5%. In addition, the inhibitory ability of the process fluid at a concentration of IVV-1 of more than 1.5% also stabilizes at 98%. Therefore, there is no sense in a greater consumption of the IVB-1 water repellent.
Исследования по изучению влияния предлагаемой добавки гидрофобизатора в водный или солевой раствор на изменение фазовой проницаемости проводились на кварцевом песке, сущность которых заключается в определении скорости фильтрации фиксированного объема жидкостей через вертикальный столбик кварцевого песка высотой примерно 0,18 м при нормальных условиях до и после обработки под действием сил гравитации. Обмытый, обезжиренный, отсортированный и выстушенный кварцевый песок фракции 0,25-0,50 мм засыпали в делительную воронку навесками по 320 г, поровый объем по воде при этом обычно находился в пределах 90-110 мл. Вначале для определения скорости фильтрации в делительную воронку заливали два поровых объема воды, поддерживая уровень постоянным. После истечения 50 мл в мерный стакан фиксировали время начала установившейся фильтрации, а по истечении 100 мл- время окончания процесса фильтрации. Затем для определения скорости фильтрации углеводородной жидкости в делительную воронку залили два поровых объема керосина и по времени фильтрации между отметками мерного стакана 50 мл и 100 мл судили о скорости фильтрации. В этом случае, то есть когда через смоченный водой песок сразу же пропустили порцию керосина, объемная скорости фильтрации керосина была очень мала и составила примерно 0,007 л/ч, поэтому представляет сложность определения этой величины при проведении каждой серии опытом и эта величина была условно принята за const. Далее для определения изменения фазовых проницаемостей по воде и керосину поступали следующим образом: засыпали в делительную воронку 320 г песка; определяли его поровый объем по воде; определяли объемную скорость фильтрации воды; обрабатывали двумя поровыми объемами воды или солевого раствора с гидрофобизатором ИВВ-1; определяли скорость фильтрации воды после обработки технологической жидкостью; рассчитывали замедление фильтрации воды; повторно обрабатывали двумя поровыми объемами водного или солевого раствора с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1; определяли объемную скорость фильтрации керосина после обработки технологической жидкостью; рассчитывали ускорение скорости фильтрации керосина после обработки раствором с гидрофобизатором ИВВ-1 по сравнению с условно постоянной величиной 0,007 л/ч. Studies on the effect of the proposed addition of water repellent in aqueous or salt solution on the change in phase permeability were carried out on quartz sand, the essence of which is to determine the rate of filtration of a fixed volume of liquids through a vertical column of quartz sand with a height of about 0.18 m under normal conditions before and after treatment under the action of gravitational forces. The washed, degreased, sorted and dried quartz sand of a fraction of 0.25-0.50 mm was poured into a separatory funnel with 320 g weighed portions, while the pore volume in water was usually in the range of 90-110 ml. First, to determine the filtration rate, two pore volumes of water were poured into the separatory funnel, keeping the level constant. After the expiration of 50 ml into the measuring cup, the time of the beginning of steady filtration was recorded, and after 100 ml, the time of the end of the filtration process was fixed. Then, to determine the filtration rate of the hydrocarbon liquid, two pore volumes of kerosene were poured into the separatory funnel, and the filtration rate was judged by the filtration time between the marks of the measuring cup of 50 ml and 100 ml. In this case, that is, when a portion of kerosene was immediately passed through sand wetted with water, the volumetric rate of kerosene filtration was very low and amounted to approximately 0.007 l / h, therefore, it is difficult to determine this value during each series of experiments and this value was arbitrarily taken as const. Further, in order to determine the changes in the phase permeabilities of water and kerosene, we acted as follows: weighed 320 g of sand into a separatory funnel; determined its pore volume by water; determined the volumetric rate of water filtration; treated with two pore volumes of water or saline with a IVB-1 water repellent; the rate of water filtration after treatment with a process fluid was determined; calculated slowdown of water filtration; re-treated with two pore volumes of an aqueous or saline solution with the addition of IVB-1 water repellent; determined the volumetric rate of kerosene filtration after treatment with a process fluid; they calculated the acceleration of the kerosene filtration rate after treatment with a solution with a IVB-1 water repellent as compared with a conditionally constant value of 0.007 l / h.
Из данных табл. 2 видно, что максимальное замедление объемной скорости фильтрации воды происходит при концентрации гидрофобизатора, равной 1% (в 3,57 раз), а наибольшее ускорение объемной скорости фильтрации керосина при 1,5% ИВВ-1 (в 60 раз). В солевых растворах NaCl плотность 1180 кг/м3 показатели аналогичные, но только при оптимальных концентрациях реагента 0,5-1,5% Выгодное качество гидрофобизатора ИВВ-1 по снижению фазовой проницаемости в поровом пространстве воды и увеличению фазовой проницаемости углеводородной жидкости несомненно позволит вывести скважину на необходимый режим работы при минимальном количестве циклов компрессирования и количествах вызова притока, что определяет длительность освоения. Кроме того, это свойство выгодно при разработке месторождений с переслаивающими водоносными и нефтеносными горизонтами, так как уменьшение фазовой проницаемости пластовых вод позволит продлить срок безводной эксплуатации скважины.From the data table. Figure 2 shows that the maximum deceleration of the volumetric rate of water filtration occurs at a concentration of water repellent equal to 1% (3.57 times), and the greatest acceleration of the volumetric rate of filtration of kerosene at 1.5% IVV-1 (60 times). In saline solutions of NaCl, the density of 1180 kg / m 3 is similar, but only at optimal reagent concentrations of 0.5-1.5%. The beneficial quality of the IVB-1 water repellent to reduce the phase permeability in the pore space of water and increase the phase permeability of a hydrocarbon liquid will undoubtedly allow well to the required operating mode with a minimum number of compression cycles and the amount of call inflow, which determines the duration of development. In addition, this property is beneficial when developing fields with interbedded aquifers and oil-bearing horizons, since a decrease in the phase permeability of formation water will extend the life of anhydrous wells.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в сокращении расхода химреагентов, повышении качества и ускорении заканчивания скважин с одновременным повышением начальных дебитов безводной продукции в связи с комплексным и положительным влиянием гидрофобизатора ИВВ-1 на основные показатели технологической жидкости. The technical and economic efficiency of the proposed method consists in reducing the consumption of chemicals, improving the quality and accelerating completion of wells with a simultaneous increase in the initial production rates of anhydrous products due to the complex and positive effect of the IVB-1 water repellent on the main parameters of the process fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5046284 RU2054525C1 (en) | 1992-06-08 | 1992-06-08 | Method for well completion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5046284 RU2054525C1 (en) | 1992-06-08 | 1992-06-08 | Method for well completion |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2054525C1 true RU2054525C1 (en) | 1996-02-20 |
Family
ID=21606282
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5046284 RU2054525C1 (en) | 1992-06-08 | 1992-06-08 | Method for well completion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2054525C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7182138B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
| US11346184B2 (en) | 2018-07-31 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed drop assembly |
-
1992
- 1992-06-08 RU SU5046284 patent/RU2054525C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 874977, кл. E 21B 33/13, 1980. Авторское свидетельство СССР N 1221320, кл. E 21B 33/13, 1986. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7182138B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
| US11346184B2 (en) | 2018-07-31 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Delayed drop assembly |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2084621C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of injection well | |
| RU2269648C1 (en) | Bottomhole formation area acidizing method | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2059788C1 (en) | Method for completion of oil wells | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| US2490291A (en) | Treatment of wells | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2162146C1 (en) | Method of mudded formations treatment | |
| RU2196885C1 (en) | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs | |
| RU2236559C1 (en) | Method for selective treatment of bed | |
| SU1730442A1 (en) | Method of monitoring development of multi-layer oil reservoir | |
| SU1421849A1 (en) | Method of isolating water inflow into operating well | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
| SU866150A1 (en) | Method of investigating absorbing formations | |
| SU1645477A1 (en) | Method of insulation of foot waters in oil wells | |
| RU2042800C1 (en) | Method for treatment of well perforated zone | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2084622C1 (en) | Method for treatment of well bottom-hole zone |