RU2387806C1 - Method of bottomhole support in sand wells - Google Patents
Method of bottomhole support in sand wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387806C1 RU2387806C1 RU2009112473/03A RU2009112473A RU2387806C1 RU 2387806 C1 RU2387806 C1 RU 2387806C1 RU 2009112473/03 A RU2009112473/03 A RU 2009112473/03A RU 2009112473 A RU2009112473 A RU 2009112473A RU 2387806 C1 RU2387806 C1 RU 2387806C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer composition
- filter
- bottomhole
- sand
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин.The proposal relates to the field of oil and gas industry and can be used for fastening the bottom-hole zone of sand-producing wells.
Известен способ укрепления и герметизации геологических формаций путем закачки в них закрепляющих растворов на основе полиизоцианатов, в котором на первом этапе нагнетают полиизоцианат, реагирующий с водой, находящейся в породе, с образованием полимочевины, на втором этапе нагнетают полиизоцианат и многоатомный спирт (А.с. №1776321, Е21D 11/38, 11/00, 20/00 опубл. 15.11.1992, Бюл. №42).There is a method of strengthening and sealing geological formations by injecting fixing solutions based on polyisocyanates into them, in which at the first stage a polyisocyanate is pumped, which reacts with water in the rock to form polyurea, and at the second stage, a polyisocyanate and polyhydric alcohol are pumped (A.S. No. 1776321, Е21D 11/38, 11/00, 20/00 publ. 11/15/1992, Bull. No. 42).
Недостатком этого способа является его сложность и многоступенчатость. При этом резко повышается фильтрационное сопротивление породы, что может привести к полной потере продуктивности эксплуатационной скважины.The disadvantage of this method is its complexity and multi-stage. At the same time, the filtration resistance of the rock increases sharply, which can lead to a complete loss in the productivity of the production well.
Известен способ заканчивания скважин с искусственным фильтром (заявка на изобретение РФ №2000132126, МПК Е21В 43/08). Способ включает спуск обсадной колонны в скважину с хвостовиком в продуктивный горизонт и прямое тампонирование этого интервала тампонажным материалом с проницаемыми каналами в камне, причем согласно изобретению тампонирование интервала хвостовика производят материалом, содержащим полимерообразующий компонент на основе крахмала, способный деструктурироваться со временем и образовывать проницаемые каналы в цементном камне. Недостатком данного способа является высокая стоимость ингредиентов, а также длительное время деструктурирования.A known method of completing wells with an artificial filter (application for the invention of the Russian Federation No.2000132126, IPC EV 43/08). The method includes lowering the casing string into the well with the liner into the production horizon and directly plugging this interval with grouting material with permeable channels in the stone, and according to the invention, plugging the liner interval with a material containing a polymer-forming component based on starch, capable of degrading over time and forming permeable channels into cement stone. The disadvantage of this method is the high cost of the ingredients, as well as a long time of degradation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами (А.с №1461868 А1, Е21В 33/138, Бюл. №8, 1989) путем закачки полимерного состава в призабойную зону, причем после отверждения полимерного состава его обрабатывают теплогенерирующим пенообразующим составом в количестве, обеспечивающем заполнение 30-100% объема порового пространства фильтра. Теплогенерирующий пенообразующий состав включает хлористый аммоний, нитрит натрия, кислоту, сульфонол и воду, причем компоненты взяты при следующем количественном соотношении, мас.%:The closest in technical essence and the achieved result to the proposed technical solution is the method of fastening the bottom-hole zone of the formation with unstable rocks (A.s No. 1461868 A1, ЕВВ 33/138, Bull. No. 8, 1989) by injecting the polymer composition into the bottom-hole zone, and after curing the polymer composition, it is treated with a heat-generating foam-forming composition in an amount that ensures filling of 30-100% of the pore space of the filter. The heat-generating foaming composition includes ammonium chloride, sodium nitrite, acid, sulfonol and water, the components being taken in the following quantitative ratio, wt.%:
Известный способ имеет следующие недостатки: сложность проведения операций, связанных с закачкой в заколонное пространство скважины отверждающего многокомпонентного полимерного состава, промывку и обработку данного состава различными растворителями и теплогенерирующим пенообразующим составом с целью вымывания из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью. Кроме того, обработка полимерного состава теплогенерирующим пенообразующим составом приводит к формированию малопрочного, хрупкого полимерного фильтра вследствие резкого повышения температуры и поэтому обладающего низкой стойкостью к знакопеременным нагрузкам.The known method has the following disadvantages: the complexity of the operations associated with the injection into the annular space of the well of a curing multicomponent polymer composition, washing and treating this composition with various solvents and a heat-generating foam-forming composition in order to wash out individual components from the composition to obtain a cured filter with a given porosity. In addition, the processing of the polymer composition with a heat-generating foam-forming composition leads to the formation of a low-strength, brittle polymer filter due to a sharp increase in temperature and therefore has low resistance to alternating loads.
Технической задачей предложения является создание простого и эффективного способа борьбы с пескопроявлениями в скважинах за счет формирования прочного, стойкого к знакопеременным нагрузкам фильтра и сокращения продолжительности процесса крепления призабойной зоны из-за отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов и обработки искусственного полимерного фильтра.The technical task of the proposal is to create a simple and effective way to deal with sand occurrences in wells by forming a durable filter that is resistant to alternating loads and shortening the process of fixing the bottomhole zone due to the lack of additional operations to wash out individual components and process an artificial polymer filter.
Задача решается предлагаемым способом крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин, включающим создание фильтра путем приготовления и закачки полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава.The problem is solved by the proposed method of fastening the bottom-hole zone of sand-producing wells, including creating a filter by preparing and injecting the polymer composition and hydrochloric acid, followed by exposure until the polymer composition is cured.
Новым является то, что производят закачку сначала полимерного состава, а затем - соляной кислоты в виде 10-15%-ного водного раствора в соотношении 1:1 к полимерному составу с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м, причем полимерный состав готовят путем смешения карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05÷0,2% от массы полимерного состава.New is that they first inject the polymer composition, and then hydrochloric acid in the form of a 10-15% aqueous solution in a ratio of 1: 1 to the polymer composition with a bottomhole zone diameter of each not less than 1.8 m, and the polymer composition prepared by mixing urea-formaldehyde resin with acetone-formaldehyde resin in a ratio of 4: 1, respectively, and aluminum powder in an amount of 0.05 ÷ 0.2% by weight of the polymer composition.
Сущность предложения заключается в следующем. В призабойную зону скважины по насосно-компрессорным трубам закачивают полимерный состав. Полимерный состав готовят следующим образом. Готовят смесь из карбамидоформальдегидной и ацетоноформальдегидной смол непосредственно на скважине или в заводских условиях в соотношении 4:1 соответственно. Затем при перемешивании добавляют алюминиевую пудру в количестве 0,05÷0,2% от массы полимерного состава. Далее закачивают буферную жидкость и 10÷15%-ный водный раствор соляной кислоты в соотношении 1:1 к полимерному составу. В качестве буферной жидкости используется пресная вода в объеме 0,2-0,3 м3. Закачивание буфера производится для разделения закачиваемых компонентов во избежание отверждения полимерного состава в процессе закачивания при взаимодействии полимерного состава с водным раствором соляной кислоты. Затем продавливают полимерный состав, соляную кислоту в пласт с диаметром охвата призабойной зоны каждым не менее 1,8 м с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава (время выдержки не менее 12 часов, увеличение времени выдержки более 12 часов не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат времени). Под действием соляной кислоты полимерный состав отверждается в полном объеме и превращается в проницаемый полимерный фильтр, т.к. при реакции алюминиевой пудры с раствором кислоты выделяется свободный водород, который способствует при отверждении полимерного состава образованию пористого камня, который обладает высокой проницаемостью. Наличие в полимерном составе ацетоноформальдегидной смолы делает образующийся полимерный фильтр безусадочным, пластичным, обладающим хорошим сцеплением с поверхностью пород, что обеспечивает эффективное крепление призабойной зоны и снижает вынос песка, а сам процесс крепления призабойной зоны технологичным в любое время года, так как полученная смесь смол обладает длительным сроком хранения (до одного года) и пониженной температурой замерзания.The essence of the proposal is as follows. The polymer composition is pumped into the bottomhole zone of the well through tubing. The polymer composition is prepared as follows. A mixture of urea-formaldehyde and acetone-formaldehyde resins is prepared directly at the well or in the factory in a ratio of 4: 1, respectively. Then, with stirring, add aluminum powder in an amount of 0.05 ÷ 0.2% by weight of the polymer composition. Next, a buffer liquid and a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid are pumped in a ratio of 1: 1 to the polymer composition. Fresh water is used as a buffer liquid in a volume of 0.2-0.3 m 3 . The injection of the buffer is carried out to separate the injected components in order to avoid curing of the polymer composition during the injection process by the interaction of the polymer composition with an aqueous solution of hydrochloric acid. Then the polymer composition and hydrochloric acid are pressed into the formation with a bottomhole zone diameter of at least 1.8 m each, followed by curing of the polymer composition (holding time of at least 12 hours, increasing the exposure time of more than 12 hours does not affect the efficiency of the method, but is not practical due to increased time spent). Under the influence of hydrochloric acid, the polymer composition is fully cured and turns into a permeable polymer filter, because During the reaction of aluminum powder with an acid solution, free hydrogen is released, which during the curing of the polymer composition promotes the formation of a porous stone, which has high permeability. The presence of acetone-formaldehyde resin in the polymer composition makes the resulting polymer filter non-shrink, plastic, having good adhesion to the surface of the rocks, which ensures effective fastening of the bottom-hole zone and reduces sand removal, and the process of fixing the bottom-hole zone is technological at any time of the year, since the resulting resin mixture has long shelf life (up to one year) and low freezing temperature.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.The method in the field is carried out in the following sequence.
Спускают в пескопроявляющую скважину насосно-компрессорные трубы, башмак которых устанавливается выше интервала перфорации.The tubing is lowered into the sand-producing well, the shoe of which is installed above the perforation interval.
Готовят полимерный состав путем смешения в цементировочном агрегате ЦА-320М карбамидоформальдегидной смолы с ацетоноформальдегидной смолой в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевой пудры в количестве 0,05÷0,2% от массы полимерного состава. Необходимое количество полимерного состава и водного раствора соляной кислоты определяют расчетным путем с учетом пористости, толщины закрепляемого пласта и диаметра охвата призабойной зоны каждым из указанных реагентов не менее 1,8 м. При уменьшении диаметра обработки менее 1,8 м прочность создаваемого искусственного эксплуатационного фильтра может быть недостаточна для выдерживания перепадов давления существующих при эксплуатации скважины. Увеличение диаметра обработки более 1,8 м не влияет на эффективность способа, но нецелесообразно из-за роста затрат на используемые реагенты. Затем по насосно-компрессорным трубам закачивают приготовленный полимерный состав, пресную воду в объеме 0,2-0,3 м3, 15%-ную соляную кислоту в соотношении 1:1 к полимерному составу. Далее продавливают технологической жидкостью полимерный состав, соляную кислоту в пласт.The polymer composition is prepared by mixing in a cementing unit CA-320M urea-formaldehyde resin with acetone-formaldehyde resin in a ratio of 4: 1, respectively, and aluminum powder in an amount of 0.05 ÷ 0.2% by weight of the polymer composition. The required amount of polymer composition and aqueous hydrochloric acid solution is determined by calculation taking into account porosity, thickness of the fixed formation and the diameter of the bottomhole zone coverage of each of these reagents at least 1.8 m. be insufficient to withstand the pressure drops existing during well operation. An increase in the processing diameter of more than 1.8 m does not affect the efficiency of the method, but is impractical due to the increase in costs of the reagents used. Then, the prepared polymer composition, fresh water in a volume of 0.2-0.3 m 3 , 15% hydrochloric acid in a ratio of 1: 1 to the polymer composition are pumped through tubing. Then, the polymer composition and hydrochloric acid are pressed into the formation with technological fluid.
Оставляют скважину на выдержку до отверждения полимерного состава. После выдержки получают фильтр с необходимыми свойствами по прочности, проницаемости, пластичности. Затем скважину пускают в эксплуатацию.Leave the well for aging until the polymer composition has cured. After exposure receive a filter with the necessary properties of strength, permeability, ductility. Then the well is put into operation.
Экспериментальное обоснование способа оценивают на модели пласта. Модель пласта готовят путем набивки металлической трубки длиной 10 см и внутренним диаметром 6 см кварцевым песком. Определяют проницаемость образца до обработки минерализованной пластовой водой плотностью 1180 кг/м3. Далее готовят полимерный состав. Для приготовления полимерного состава используют карбамидоформальдегидную смолу марки КФМТ-15 (ТУ 6-06-12-88) и ацетоноформальдегидную смолу марки АЦФ-75 (ТУ 2228-006-48090685-2002). К карбамидоформальдегидной смоле КФМТ-15 добавляют ацетоноформальдегидную смолу в соотношении 4:1 соответственно и алюминиевую пудру (ГОСТ 5494-95) 0,05÷0,2% от массы полимерного состава, перемешивают мешалкой в течение 10 мин для лучшего распределения в полимерном составе составляющих полимерный состав. Закачивают приготовленный полимерный состав в образец (до появления на выходе модели пласта). Далее закачивают в образец 15%-ный раствор соляной кислоты (ГОСТ 857-95) в соотношении 1:1 к полимерному составу. Оставляют на выдержку на 24 часа. Затем через модель пласта прокачивают минерализованную пластовую воду и определяют проницаемость модели. Проницаемость определяют расчетным путем по известной формуле Дарси.The experimental justification of the method is evaluated on a reservoir model. The reservoir model is prepared by stuffing a metal tube with a length of 10 cm and an inner diameter of 6 cm with quartz sand. Determine the permeability of the sample before treatment with mineralized formation water with a density of 1180 kg / m 3 . Next, prepare the polymer composition. To prepare the polymer composition using urea-formaldehyde resin brand KFMT-15 (TU 6-06-12-88) and acetone-formaldehyde resin brand ATsF-75 (TU 2228-006-48090685-2002). To the urea-formaldehyde resin KFMT-15 add acetone-formaldehyde resin in a ratio of 4: 1, respectively, and aluminum powder (GOST 5494-95) 0.05 ÷ 0.2% by weight of the polymer composition, mix with a stirrer for 10 minutes for better distribution of the components in the polymer composition polymer composition. The prepared polymer composition is pumped into the sample (until the formation model appears at the output). Next, a 15% hydrochloric acid solution (GOST 857-95) is pumped into the sample in a ratio of 1: 1 to the polymer composition. Leave for exposure for 24 hours. Then, mineralized formation water is pumped through the formation model and the model permeability is determined. Permeability is determined by calculation according to the well-known Darcy formula.
После определения проницаемости моделей пласта искусственно укрепленный песок (керн) извлекают из металлической трубки и определяют предел прочности на сжатие. Предел прочности керна на сжатие определяют с использованием машины для испытаний на изгиб и сжатие МИЦИС-300К по ТУ 26-7733.050-00. Проницаемость образцов в среднем составляет 2,2 мкм2, что сопоставимо с проницаемостью образцов по прототипу. Прочность на сжатие кернов, полученных по предлагаемому способу, уже через 24 часа превышает прочность кернов по прототипу более 50%. Как известно, продукты отверждения на основе синтетических смол без добавки пластификаторов и отверждаемые при повышенных температурах имеют хрупкое разрушение. В отличие от прототипа наличие в полимерном составе ацетоноформальдегидной смолы придает отвержденному фильтру пластичность, снижается хрупкость и, следовательно, повышается стойкость к знакопеременным нагрузкам. Прочность кернов по предлагаемому способу через 24 часа составляет 10,2 МПа, по прототипу 5,6 МПа, а максимальная величина составляющей знакопеременной нагрузки на призабойную зону в процессе эксплуатации скважины составляет не менее 10 МПа. Следовательно, прочность призабойной зоны, закрепленная по предлагаемому способу, позволяет длительное время сохранить целостность фильтра и, следовательно, сохранить первоначальную проницаемость фильтра в процессе всего периода его работы.After determining the permeability of the reservoir models, artificially reinforced sand (core) is removed from the metal tube and the compressive strength is determined. The compressive strength of the core is determined using the MIICIS-300K bending and compression testing machine according to TU 26-7733.050-00. The permeability of the samples on average is 2.2 μm 2 , which is comparable with the permeability of the samples of the prototype. The compressive strength of the cores obtained by the proposed method, after 24 hours exceeds the strength of the cores of the prototype more than 50%. As you know, curing products based on synthetic resins without the addition of plasticizers and cured at elevated temperatures have brittle fracture. In contrast to the prototype, the presence in the polymer composition of acetone-formaldehyde resin gives the cured filter ductility, reduces brittleness and, consequently, increases resistance to alternating loads. The strength of the cores according to the proposed method after 24 hours is 10.2 MPa, according to the prototype 5.6 MPa, and the maximum value of the component of the alternating load on the bottomhole zone during operation of the well is at least 10 MPa. Therefore, the strength of the bottomhole zone, fixed by the proposed method, allows a long time to maintain the integrity of the filter and, therefore, to maintain the initial permeability of the filter during the entire period of its operation.
При использовании в предлагаемом способе алюминиевой пудры менее 0,05 мас.% проницаемость фильтра ухудшается, а при содержании алюминиевой пудры более 0,2 мас.% ведет к ухудшению прочностных характеристик, увеличению хрупкости.When using in the proposed method, aluminum powder of less than 0.05 wt.%, The permeability of the filter deteriorates, and when the content of aluminum powder is more than 0.2 wt.%, It leads to a deterioration in strength characteristics, an increase in fragility.
При использовании в предлагаемом способе кислоты с концентрацией менее 10%, сроки отверждения полимерного состава увеличиваются и составляют более 24 часов с одновременным ухудшением прочностных свойств. Использование кислоты с концентрацией более 15% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.When using in the proposed method an acid with a concentration of less than 10%, the curing time of the polymer composition is increased and is more than 24 hours with a simultaneous deterioration in strength properties. The use of acid with a concentration of more than 15% does not lead to a significant increase in the efficiency of the method, but only increases its cost.
Граничные значения оптимального содержания компонентов полимерного состава были выбраны исходя из формирования прочного, пластичного и проницаемого фильтра, а сам процесс крепления призабойной зоны - из условия технологичности проведения работ в любое время года.The boundary values of the optimal content of the components of the polymer composition were selected based on the formation of a durable, ductile and permeable filter, and the process of fixing the bottom-hole zone was determined from the conditions of manufacturability at any time of the year.
Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволит сократить продолжительность процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра с целью увеличения его прочности.The application of the proposed method in comparison with the prototype will reduce the duration of the process of fastening the bottomhole zone due to the lack of additional operations to wash out the composition of individual components to obtain a cured filter with a given porosity and processing of an artificial polymer filter in order to increase its strength.
Таким образом, в данном предложении достигается результат - упрощение и повышение эффективности борьбы с пескопроявлениями в скважинах за счет формирования прочного, стойкого к знакопеременным нагрузкам и проницаемого фильтра, сокращения продолжительности процесса крепления призабойной зоны вследствие отсутствия дополнительных операций по вымыванию из состава отдельных компонентов для получения отвержденного фильтра с заданной пористостью и обработки искусственного полимерного фильтра.Thus, in this proposal, the result is achieved - simplification and increase of the effectiveness of sand control in wells due to the formation of a durable, resistant to alternating loads and permeable filter, reduction of the time of fixing the bottom-hole zone due to the absence of additional operations of washing out the composition of individual components to obtain a cured filter with a given porosity and processing of an artificial polymer filter.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112473/03A RU2387806C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in sand wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009112473/03A RU2387806C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in sand wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2387806C1 true RU2387806C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672658
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009112473/03A RU2387806C1 (en) | 2009-04-03 | 2009-04-03 | Method of bottomhole support in sand wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387806C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
| RU2521236C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Method of bottomhole support in sand wells |
| RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
-
2009
- 2009-04-03 RU RU2009112473/03A patent/RU2387806C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2464410C1 (en) * | 2011-04-05 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
| RU2521236C1 (en) * | 2012-11-21 | 2014-06-27 | Закрытое акционерное общество "Петрохим" | Method of bottomhole support in sand wells |
| RU2558831C1 (en) * | 2014-05-23 | 2015-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК(ИПНГ РАН) | Hydrocarbon production intensification method by limitation of sand production in oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2013192399A2 (en) | Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar | |
| RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
| CN107575186A (en) | One kind crosses screen casing sand-preventing process | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2581861C1 (en) | Method for bottomhole support in well | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2483193C1 (en) | Well repair method | |
| RU2504640C1 (en) | Method of well water production zone isolation | |
| CN102899014A (en) | Fiber steering acid | |
| RU2485284C1 (en) | Method for reinforcement of bottom-hole zone and prevention of sand carryover from well | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2387803C1 (en) | Method of bottomhole support in wells | |
| RU2382172C1 (en) | Well cementing method | |
| RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| RU2323325C2 (en) | Isolation method for theft zone of reservoir | |
| RU2425957C1 (en) | Isolation method of water influx to well | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2237797C1 (en) | Method for isolating water influx areas in a well | |
| RU2322581C2 (en) | Method for well bottom zone consolidation | |
| RU2322569C2 (en) | Method for production well repair | |
| RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140404 |