RU2349731C2 - Method of shut-off and restraint of water production in wells - Google Patents
Method of shut-off and restraint of water production in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2349731C2 RU2349731C2 RU2007107975/03A RU2007107975A RU2349731C2 RU 2349731 C2 RU2349731 C2 RU 2349731C2 RU 2007107975/03 A RU2007107975/03 A RU 2007107975/03A RU 2007107975 A RU2007107975 A RU 2007107975A RU 2349731 C2 RU2349731 C2 RU 2349731C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mixture
- formaldehyde resin
- formaldehyde
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам на основе полимерных композиций, отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular to methods based on polymer compositions that are cured in reservoir conditions to isolate and limit water inflow and can be used to isolate annular and annular spaces, seal casing strings, seal threaded joints and isolate waterlogged layers in oil and gas wells.
Известны способы изоляции и ограничения водопритоков на основе синтетических смол, отверждаемых в пластовых условиях (см. Блажевич В.А., Умрихина В.А. Тампонажные материалы для РИР в скважинах, Уфа, 1992 г., с. 44-50).Known methods of isolation and limitation of water inflows based on synthetic resins that are cured in reservoir conditions (see Blazhevich V.A., Umrikhina V.A. Grouting materials for RIR in wells, Ufa, 1992, pp. 44-50).
Недостатками известных способ является температурные ограничения по их применению в связи с быстрыми нерегулируемыми сроками их отверждения.The disadvantages of the known method is the temperature restrictions on their use in connection with the fast unregulated timing of their curing.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в ремонтируемую зону полиуретанового предполимера, продавку его и выдержку на период отверждения и набора прочности. (Патент РФ №2231625, МПК 6Е21В 33/138, опубл. 02.10.2004 г.).A known method of isolation and limitation of water inflow into wells, including the injection into the repaired area of a polyurethane prepolymer, selling it and holding it for the period of curing and curing. (RF patent No. 2231625, IPC 6E21B 33/138, publ. 02.10.2004).
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность и сложность проведения в промысловых условиях технологической операции, что отражается на эффективности способа.The disadvantage of this method is the lack of efficiency and complexity of carrying out in the field conditions of the technological operation, which affects the effectiveness of the method.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ изоляции пласта, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемого в пластовых условиях изоляционного материала, содержащего синтетическую смолу, отвердители и воду, где в качестве синтетической смолы берут карбамидоформальдегидную смолу, окзил - СМ, отвердитель - соль алюминия в виде кристаллогидрата и воду. (Патент РФ №2272892, МПК 7Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 г.).The closest in technical essence to the invention is a method of isolating the formation, which includes injecting into the injection or production well cured in the reservoir conditions of the insulating material containing synthetic resin, hardeners and water, where as a synthetic resin take urea-formaldehyde resin, oxyl - SM, hardener - salt aluminum in the form of crystalline hydrate and water. (RF patent No. 2272892, IPC 7E21B 33/138, publ. 03/27/2006).
Недостатком применения предлагаемого способа является то, что при применении данного изоляционного материала не учитывается фациальные и физико-химические особенности вмещающих пород и как следствие отсутствие избирательности используемых в способе материалов в отношении водонасыщенных интервалов фациально-неоднородных пластов. Также недостатком известного способа является недостаточная эффективность проводимой технологической операции, а именно низкая проникающая способность высокомолекулярного полимерного состава в объем нарушения, поэтому не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную блокировку водопроявляющих зон.The disadvantage of using the proposed method is that when applying this insulation material, the facies and physicochemical features of the host rocks are not taken into account and, as a result, the selectivity of the materials used in the method with respect to water-saturated intervals of facies-heterogeneous formations is not taken into account. Another disadvantage of this method is the lack of effectiveness of the ongoing technological operation, namely the low penetrating ability of high molecular weight polymer composition in the amount of violation, therefore, it is not possible to process the entire necessary interval and to qualitatively block the water-developing zones.
В основу предложенного изобретения положена задача создания способа изоляции и ограничения водопритоков как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах, позволяющего применять его в различных геолого-геофизических, термобарических условиях и минерализации пластовых вод.The basis of the proposed invention is the creation of a method of isolation and limitation of water inflows in both producing and injection wells, which allows it to be used in various geological and geophysical, thermobaric conditions and mineralization of formation water.
Поставленная задача решается так, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют композицию на основе синтетической смолы следующего состава, мас.%:The problem is solved in such a way that in the method of isolating and restricting water inflows into wells, including injecting into the well an insulating material based on a cured polymer under formation conditions, selling it and holding it for the time of curing and curing, a composition based on synthetic resin is used as an insulating material the following composition, wt.%:
ИлиOr
В вариантах способа:In variants of the method:
- способ по п.1, в композицию вводят добавки;- the method according to claim 1, additives are added to the composition;
- способ по п.1, в композицию вводят наполнитель;- the method according to claim 1, the filler is introduced into the composition;
- способ по п.1, в композицию вводят добавки и наполнитель;- the method according to claim 1, additives and a filler are added to the composition;
- способ по п.1 или 2 или 3 или 4, композицию закачивают циклически, причем продавочную жидкость закачивают после каждого цикла;- the method according to claim 1 or 2 or 3 or 4, the composition is pumped cyclically, and the squeezing liquid is pumped after each cycle;
Карбамидоформальдегидную смолу берут марки КФМХ, которая является продуктом поликонденсации мочевины, формальдегида и диэтиленгликоля и выпускается по ТУ 6-06-59-89 в виде однородной, вязкой жидкости.The urea-formaldehyde resin is taken from the KFMH brand, which is a polycondensation product of urea, formaldehyde and diethylene glycol and is produced according to TU 6-06-59-89 in the form of a uniform, viscous liquid.
Ацетоноформальдегидную смолу берут марки АЦФ, которая является продуктом поликонденсации ацетона с формальдегидом и выпускается по ТУ 228-006-90685-2002 или ГОСТ 25820-83 в виде однородной, вязкой жидкости.The acetone-formaldehyde resin is taken from the ACP brand, which is a polycondensation product of acetone with formaldehyde and is produced according to TU 228-006-90685-2002 or GOST 25820-83 in the form of a uniform, viscous liquid.
В качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы, например ОП-10 - продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена по ГОСТ 8433-81; неонолы АФ-9-6,8,9,10,12 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе триммеров пропилена берут по ТУ 38.507-63-300-93; сульфонол по ТУ 07510508; нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197705-00 или их смеси.As surfactants, ethoxylated isononylphenols are used, for example, OP-10 is the product of processing a mixture of mono- and dialkylphenols with ethylene oxide according to GOST 8433-81; neonols AF-9-6,8,9,10,12 - ethoxylated monoalkylphenols based on propylene trimmers are taken according to TU 38.507-63-300-93; sulfonol according to TU 07510508; Neftenol ML according to TU 2481-056-17197705-00 or their mixtures.
В качестве натуральных или синтетических каучуков или их смесей используют, например, латекс по ТУ 38,303-05-45-94 марки СКС-65ГПБС, СКД-Л250 по ТУ 3810-3-696-89, изм. 2 от 01.03.94, СКД-ПС по ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96, БС-65А по ТУ 38.103550-84, БМ-5 по ТУ 38.40373-01, RSS-1 (Индонезия), SVR 3L (Вьетнам), ДВХБ-Ш по ТУ 2294-049-05766764-02, ВДВХМК по ТУ 2294-049-05766764-02, СКН-40ИХМ по ТУ 38.10354-76, представляющих собой водную дисперсию каучукоподобных полимеров (pH=10-11) молочного цвета.As natural or synthetic rubbers or their mixtures, for example, latex is used according to TU 38,303-05-45-94, brand SKS-65GPSBS, SKD-L250 according to TU 3810-3-696-89, rev. 2 dated 01.03.94, SKD-PS according to TU 3810-3-248-84 rev. 5 from 01.07.96, BS-65A according to TU 38.103550-84, BM-5 according to TU 38.40373-01, RSS-1 (Indonesia), SVR 3L (Vietnam), DVHB-Sh according to TU 2294-049-05766764-02, VDVHMK according to TU 2294-049-05766764-02, SKN-40IHM according to TU 38.10354-76, which is an aqueous dispersion of rubbery polymers (pH = 10-11) of a milky color.
В качестве инициатора полимеризации для карбамидоформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами по ТУ 38.302163-89.As a polymerization initiator for a urea-formaldehyde resin, for example, carboxylic acids and their salts can be used - alkaline stockpile of caprolactam production (SHSPPK) in accordance with TU 113-03-488-84 from ext. No. 1, 2 and / or aluminum-containing waste from the production of benzene alkylation with olefins according to TU 38.302163-89.
В качестве инициатора полимеризации для ацетоноформальдегидной смолы могут быть использованы, например, карбоновые кислоты и их соли - щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84 с изв. №1, 2 и/или натр едкий (каустик жидкий) РД по ГОСТ 2263-796.As a polymerization initiator for an acetone-formaldehyde resin, for example, carboxylic acids and their salts can be used - alkaline stockpile of caprolactam production (SHSPPK) according to TU 113-03-488-84 from ext. No. 1, 2 and / or sodium hydroxide (liquid caustic) RD according to GOST 2263-796.
В качестве наполнителей используют, например, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, атактический пропилен по ГОСТ 23001-88, мел, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, портландцемент по ГОСТ 1581-96, древесную муку по ГОСТ 16361-87, сажу по ГОСТ 7885-86, эпоксидную смолу по ГОСТ 10587-93, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, серу по ГОСТ 127.1-93 и др.The fillers used are, for example, mineral powders according to GOST 52129-2003, atactic propylene according to GOST 23001-88, chalk, clay powder according to TU 5751-002-58156178-2002, Portland cement according to GOST 1581-96, wood flour according to GOST 16361-87 , carbon black according to GOST 7885-86, epoxy according to GOST 10587-93, crumb rubber according to TU 38-105590-84, sulfur according to GOST 127.1-93, etc.
В качестве добавок используют, например, порошкообразный полиакриламид (ПАА) по ТУ 6-16-2532-810, полиакриламид DP9 81-77, полиэтиленоксид, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), лигносульфонат (ТУ 61-04-225-79), изопропанол (ГОСТ 9805-76), этиловый спирт и реагент на основе метилового спирта (СНПХ-ИПГ-11 по ТУ 39-05765670-ОП-179-93), кубовые остатки производства бутиловых спиртов по ТУ 38.1021167-85.As additives, for example, powdered polyacrylamide (PAA) according to TU 6-16-2532-810, polyacrylamide DP9 81-77, polyethylene oxide, carboxymethyl cellulose (CMC), hydroxyethyl cellulose (OEC), lignosulfonate (TU 61-04-225-79 ), isopropanol (GOST 9805-76), ethyl alcohol and a reagent based on methyl alcohol (SNPCH-IPG-11 according to TU 39-05765670-OP-179-93), bottoms from the production of butyl alcohols according to TU 38.1021167-85.
В качестве продавочной жидкости могут быть использованы, например, безводная нефть, пластовая вода, технологическая скважинная жидкость, например солевой водный раствор и др.As the squeezing liquid, for example, anhydrous oil, produced water, technological well fluid, for example, saline water solution, etc. can be used.
Приведем пример приготовления полимерных композиций.We give an example of the preparation of polymer compositions.
Пример 1. К 693 граммам карбамидоформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 214 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 2 грамма, воды - 2 грамма, ЩСПК - 5 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 84 грамм гидроксохлористого алюминия. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 1.Example 1. To 693 grams of urea-formaldehyde resin at room temperature add 214 grams of rubber - SKS-65-GPBS, Neonol AF9-12 - 2 grams, water - 2 grams, ShchSPK - 5 grams, then 84 grams of aluminum hydrochloride are added with stirring with a batcher. Stirred for 30 minutes until a homogeneous mass is formed, after which the composition is left until completely cured. Other compositions are prepared in a similar way, the contents of the components of which are shown in table 1.
Пример 6 (из таблицы 2). К 68,3 граммам ацетоноформальдегидной смолы при комнатной температуре добавляют 22,4 грамм каучука - СКС-65-ГПБС, Неонола АФ9-12 - 0,3 грамм, воды - 0,1 грамм, затем при перемешивании дозатором вводят 8,4 грамма ЩСПК и 0,5 грамма каустика. Перемешивают в течение 30 мин до образования однородной массы, после этого состав оставляют до полного отверждения. Аналогичным способом готовят и другие составы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 2.Example 6 (from table 2). To 68.3 grams of acetone-formaldehyde resin at room temperature add 22.4 grams of rubber - SKS-65-GPBS, Neonol AF9-12 - 0.3 grams, water - 0.1 grams, then 8.4 grams of SCHSPK are added with stirring with a dispenser and 0.5 grams of caustic. Stirred for 30 minutes until a homogeneous mass is formed, after which the composition is left until completely cured. Other compositions are prepared in a similar way, the contents of the components of which are shown in table 2.
Для подтверждения эффективности способа изоляции в лаборатории проводят исследования времени изоляционных и структурно-механических свойств образующегося в результате реакции полимерного камня.To confirm the effectiveness of the isolation method, the laboratory studies the time of the insulating and structural-mechanical properties of the polymer stone formed as a result of the reaction.
Время полимеризации композиции определяют с момента смешения всех компонентов до момента полной полимеризации и потери текучести.The polymerization time of the composition is determined from the moment all components are mixed until the complete polymerization and loss of fluidity.
За критерий оценки изолирующей эффективности композиции принят остаточный фактор сопротивления (η), который определяют по следующей формуле:The criterion for evaluating the insulating effectiveness of the composition is the residual resistance factor (η), which is determined by the following formula:
η=(K0-K1)·100/K0,η = (K 0 -K 1 ) 100 / K 0 ,
где К0 - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм2;where K 0 - coefficient of permeability to blockage of the reservoir model, μm 2 ;
K1 - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм2.K 1 - permeability coefficient after plugging the reservoir model, μm 2 .
Исследования проводят на послойно-неоднородных моделях пласта сечением 60 мм и длиной 1000 мм, состоящего из высокопроницаемой (800-1200 мД) и низкопроницаемой (50-140 мД) зон, разделенных непроницаемой мембраной и подключенных к одной напорной емкости. Необходимые значения проницаемости достигались степенью помола дезинтегрированного керна реальных месторождений.Studies are carried out on layer-by-layer heterogeneous reservoir models with a cross section of 60 mm and a length of 1000 mm, consisting of highly permeable (800-1200 mD) and low permeability (50-140 mD) zones separated by an impermeable membrane and connected to the same pressure vessel. The required permeability values were achieved by the degree of grinding of the disintegrated core of real deposits.
Структурно-механические свойства полимеризованного камня определяют по ГОСТ 310.4-84 и ГОСТ 26798.2-85.Structural and mechanical properties of polymerized stone are determined according to GOST 310.4-84 and GOST 26798.2-85.
Адгезионные свойства полимеризованного камня с поверхностью металла (σм), горной породой (σп) и цементным камнем (σк) определяют методом сдвига коаксиально расположенных цилиндров диаметром 25 и 50 мм и длиной 50 мм, в кольцевом пространстве которых полимеризовывалась композиция.The adhesive properties of a polymerized stone with a metal surface (σ m ), rock (σ p ) and cement stone (σ k ) are determined by shearing coaxially arranged cylinders with a diameter of 25 and 50 mm and a length of 50 mm, in the annular space of which the composition was polymerized.
Результаты испытаний приведены в таблице 3.The test results are shown in table 3.
Способ осуществляется следующим образом. В интервал изоляции добывающей или нагнетательной скважины посредством насосного агрегата в пласт закачивают заявляемый состав. Максимальную концентрацию наполнителей и добавок определяют удерживающей способностью дисперсионной среды. Производят продавку состава в пласт продавочной жидкостью. Скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 12-48 часов.The method is as follows. In the isolation interval of the producing or injection wells by means of a pumping unit, the inventive composition is pumped into the formation. The maximum concentration of fillers and additives is determined by the retention capacity of the dispersion medium. Produce the squeezing of the composition into the reservoir with squeezing fluid. The well is left for technological exposure for 12-48 hours.
В варианте способа состав закачивают циклически, причем после каждого цикла закачивают продавочную жидкость.In an embodiment of the method, the composition is pumped cyclically, and after each cycle, squeezing liquid is pumped.
Время окончания обработки контролируют любым известным методом.The processing end time is controlled by any known method.
После технологической выдержки в скважину спускают подземное оборудование и вводят в эксплуатацию.After technological exposure, the underground equipment is lowered into the well and put into operation.
Обработку добывающих и нагнетательных скважин осуществляют как раздельно, так и одновременно. Обработку добывающих и нагнетательных скважин возможно проводить повторно.The treatment of producing and injection wells is carried out both separately and simultaneously. It is possible to re-treat production and injection wells.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию «промышленная применимость» приводим конкретные примеры по определению эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в скважины.To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability", we give specific examples to determine the effectiveness of the isolation method and restrict water inflows into wells.
Пример 1. Обрабатывают нефтедобывающую скважину. В скважину спускают технологические насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакерным оборудованием и установкой пера-воронки напротив верхних отверстий интервала перфорации. При закрытой межтрубной задвижке по технологическим НКТ посредством насосного агрегата закачивают расчетный объем реагента №1 из таблицы 1 - 3,5 м3. Затем продавливают его в пласт 3,5 м3 минерализованной воды (плотностью γ=1,15 г/см). Закрывают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. После истечения времени реагирования промывают скважину до забоя, спускают подземное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию. В случае необходимости проводят реперфорацию.Example 1. Process an oil well. Technological tubing pipes (tubing) are lowered into the well with packer equipment and a funnel installation opposite the upper holes of the perforation interval. When the annular valve is closed by technological tubing, the calculated volume of reagent No. 1 from table 1 is pumped through the pumping unit from table 1 to 3.5 m 3 . Then push it into the reservoir 3.5 m 3 of mineralized water (density γ = 1.15 g / cm). Close the well and conduct technological exposure for 48 hours. After the reaction time has elapsed, the well is washed to the bottom, the underground equipment is lowered and the well is put into operation. If necessary, carry out reperforation.
Примеры 2-8. Выполняют технологические операции как в примере 1. Дополнительно в реагент вводят добавки или наполнитель или добавки и наполнитель. Объем композиции, количество, концентрация добавок и наполнителей определяется исходя из конкретных геолого-геофизических условий обрабатываемой скважины: приемистости, температуры, вскрытой толщины пласта, результатов геофизических исследований, степени выработанности запасов участка.Examples 2-8. Perform technological operations as in example 1. Additionally, additives or a filler or additives and a filler are added to the reagent. The volume of the composition, the amount, concentration of additives and fillers is determined based on the specific geological and geophysical conditions of the well being processed: injectivity, temperature, open formation thickness, results of geophysical studies, the degree of depletion of the site’s reserves.
Данные по примерам 1-8 сведены в таблицу 4.The data in examples 1-8 are summarized in table 4.
Использование заявляемого способа позволяет в широких пределах регулировать характер воздействия на пласт, обеспечивая блокировку водонасыщенных зон пласта. Образование полимерного камня при взаимодействии всех компонентов композиции происходит в поровом пространстве как терригенного, так и карбонатного коллектора. В результате образуется полимерный камень высокой прочности, устойчивый к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочных растворов.Using the proposed method allows to widely regulate the nature of the impact on the reservoir, providing a blocking of water-saturated zones of the reservoir. The formation of polymer stone during the interaction of all components of the composition occurs in the pore space of both terrigenous and carbonate reservoirs. As a result, a high-strength polymer stone is formed that is resistant to aggressive formation media and acid-base solutions.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007107975/03A RU2349731C2 (en) | 2007-02-21 | 2007-02-21 | Method of shut-off and restraint of water production in wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007107975/03A RU2349731C2 (en) | 2007-02-21 | 2007-02-21 | Method of shut-off and restraint of water production in wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007107975A RU2007107975A (en) | 2008-08-27 |
RU2349731C2 true RU2349731C2 (en) | 2009-03-20 |
Family
ID=40545508
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007107975/03A RU2349731C2 (en) | 2007-02-21 | 2007-02-21 | Method of shut-off and restraint of water production in wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2349731C2 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483093C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method |
RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
RU2587670C2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-06-20 | Александр Сергеевич Примаченко | Method of reinforcing bottomhole formation and isolation of brine water influx in oil and gas wells |
RU2650001C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-04-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
RU2785984C1 (en) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Method for carrying out repair and insulation work in the well |
-
2007
- 2007-02-21 RU RU2007107975/03A patent/RU2349731C2/en active IP Right Revival
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
РАТИНОВ В.Б. и др. Добавки в бетон. - М.: Стройиздат, 1989, с.102. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483093C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method |
RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
RU2587670C2 (en) * | 2014-10-06 | 2016-06-20 | Александр Сергеевич Примаченко | Method of reinforcing bottomhole formation and isolation of brine water influx in oil and gas wells |
RU2650001C1 (en) * | 2016-12-28 | 2018-04-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
RU2785984C1 (en) * | 2022-04-12 | 2022-12-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Интеллект-Развитие-Технологии" | Method for carrying out repair and insulation work in the well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007107975A (en) | 2008-08-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7677313B2 (en) | Method for controlling water influx into wellbores by blocking high-permeability channels | |
CA2568593C (en) | Method and apparatus for performing chemical treatments of exposed geological formations | |
EP2489825B1 (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
CA2920379C (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
EP3036301B1 (en) | Method of using traceable polymeric additives in subterranean formations | |
CN105733533B (en) | The thin pons hematoma agent of the molten type mineral fibres of acid and leakage-stop liquid and preparation method thereof | |
US20080277117A1 (en) | Surfaced mixed epoxy method for abandoning well | |
RU2349731C2 (en) | Method of shut-off and restraint of water production in wells | |
US20140076563A1 (en) | Methods for Plug Cementing | |
US20120298354A1 (en) | Triggering polymerization on-demand for water control downhole | |
CN112585238A (en) | Lost circulation material composition and method for isolating lost circulation zones of a wellbore | |
CN101374874A (en) | Geosynthetic composite for borehole strengthening | |
BRPI0706656A2 (en) | lost circulation composition for use in a wellbore, method for maintaining a wellbore in contact with an underground formation, and method for blocking fluid flow through a lost circulation zone in an underground formation | |
NO20180814A1 (en) | Drilling rig gas trap testing | |
RU2616632C1 (en) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions | |
WO2020264289A1 (en) | Well treatment methods | |
EP3060750A1 (en) | Measuring critical shear stress for mud filtercake removal | |
US9840656B2 (en) | Latent curing agent compatible with low pH frac fluids | |
RU2266394C1 (en) | Well killing foaming composition | |
RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
US20230184072A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
RU2320696C1 (en) | Reagent for increasing oil recovery of formations and restricting water inflows to oil wells, and a method for treating watered oil formation | |
RU2272905C1 (en) | Method for water influx isolation and restriction in well | |
RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180222 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210208 |