RU2389865C1 - Method of insulating works in production well - Google Patents
Method of insulating works in production well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2389865C1 RU2389865C1 RU2009113065/03A RU2009113065A RU2389865C1 RU 2389865 C1 RU2389865 C1 RU 2389865C1 RU 2009113065/03 A RU2009113065/03 A RU 2009113065/03A RU 2009113065 A RU2009113065 A RU 2009113065A RU 2389865 C1 RU2389865 C1 RU 2389865C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- composition
- formation
- interval
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам изоляционных работ в добывающих скважинах, подверженных заколонной циркуляции воды и/или газа вследствие нарушения целостности цементного камня в области между нефтяными и газо- или водоносными пластами.The invention relates to methods of insulating work in production wells subject to annular circulation of water and / or gas due to violation of the integrity of the cement stone in the area between oil and gas or aquifers.
Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в добывающей скважине, включающий закачку в интервал перфорации продуктивного пласта цементного раствора. Для доставки цементного раствора в интервал изоляции используют акустические излучатели [1].A known method of eliminating annular flows of gas and water in a production well, including the injection of cement mortar into the perforation interval of a productive formation. Acoustic emitters are used to deliver cement mortar to the isolation interval [1].
Известный способ недостаточно эффективен, так как используемый в качестве изолирующего состава цемент под воздействием ультразвуковых колебаний проникает только в трещины и микротрещины, не изолируя при этом газо- и водонасыщенный пласт, что может привести к повторному возникновению заколонной циркуляции из-за разрушения цемента под действием высоких депрессий в процессе работы скважины после ремонта.The known method is not effective enough, because the cement used as an insulating composition under the influence of ultrasonic vibrations penetrates only into cracks and microcracks, without isolating the gas and water-saturated formation, which can lead to the recurrence of annular circulation due to the destruction of cement under the action of high depressions during the operation of the well after repair.
Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа в добывающей скважине, включающий создание спецотверстий в интервале газоносного пласта, закачку в интервал газоносного пласта воды и гелеобразующих составов с последующим докреплением цементным раствором [2].There is a method of eliminating annular gas flows in a production well, including the creation of special holes in the interval of the gas-bearing formation, injection of water and gelling compositions into the interval of the gas-bearing formation, followed by cementing with cement [2].
Известный способ недостаточно эффективен, так как перфорирование всего газоносного пласта с последующей закачкой воды, гелеобразующих составов и докреплением цементом в объемах 100 м3, 3 м3 и 0,5 м3 на 1 м толщины пласта соответственно хотя и обеспечивает изоляцию газа, не позволяет адресно воздействовать на газоносный пласт для достижения максимального изолирующего эффекта. Соответственно, это может приводить к преимущественному попаданию изоляционных материалов в наиболее высокопроницаемые пропластки, что, в случае, если они не находятся в области подошвы газоносного пласта, может привести к повторному возникновению перетока газа; также в случае протяженных газоносных пластов (более 10 м) данный метод является очень затратным. При этом в процессе проведения работ по закачке воды и гелеобразующих составов в интервал газоносного пласта может происходить его переток по заколонному пространству в нефтяной пласт, что затрудняет его последующее освоение.The known method is not effective enough, since the perforation of the entire gas-bearing formation with subsequent injection of water, gelling compositions and cementing in volumes of 100 m 3 , 3 m 3 and 0.5 m 3 per 1 m of the formation thickness, respectively, although it provides gas isolation, does not allow target the gas-bearing formation to achieve the maximum insulating effect. Accordingly, this can lead to the predominant penetration of insulating materials into the most highly permeable interlayers, which, if they are not located in the area of the sole of the gas-bearing formation, can lead to the re-occurrence of gas overflow; also in the case of extended gas-bearing formations (more than 10 m), this method is very expensive. Moreover, in the process of pumping water and gelling compositions into the interval of the gas-bearing formation, it can flow over the annular space into the oil formation, which complicates its subsequent development.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляционных работ в добывающей скважине, включающий закачку через перфорационные отверстия фильтрующихся в пласт гелеобразующих составов с последующим докреплением фильтрующимся или нефильтрующимся в пласт тампонажным составом и последующее освоение скважины (реперфорацию продуктивного интервала) [3].The closest in technical essence to the proposed one is a method of isolation work in a producing well, which includes injecting gelling compositions that are filtered into the formation through perforations, followed by cementing the grouting composition that is filtered or unfiltered into the formation and subsequent development of the well (reperforation of the production interval) [3].
Известный способ недостаточно эффективен, так как при первоначальной закачке гелеобразующего состава в перфорационные отверстия продуктивного пласта хотя и осуществляется изоляция областей перетока воды и газа, гелеобразующий состав попадает также и в продуктивный пласт, что затрудняет его последующее освоение и может привести к снижению дебита нефти после ремонта.The known method is not effective enough, since during the initial injection of the gelling composition into the perforations of the reservoir, although the regions of water and gas flow are insulated, the gelling composition also falls into the reservoir, which complicates its subsequent development and can lead to a decrease in oil production after repair .
Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа изоляционных работ в скважине за счет предотвращения поступления гелеобразующего состава в продуктивный пласт и упрощения освоения продуктивного пласта.Solved by the claimed technical solution, the problem and the expected technical result are to increase the efficiency of the method of isolation work in the well by preventing the gelling composition from entering the reservoir and simplifying the development of the reservoir.
Поставленная задача решается тем, что на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.The problem is solved by the fact that at the first stage cement mortar is pumped into the perforations of the productive formation in the volume necessary to isolate the overflow channel between the gas or water-bearing and oil reservoirs and to overlap the oil reservoir, special holes are created in the region of the bottom of the interval of the gas-bearing reservoir and / or region soles or roofs of the interval of the aquifer, a gel-forming composition is pumped into the indicated special holes, after which reinforcement is carried out.
В качестве фильтрующегося тампонажного состава для докрепления используют синтетические смолы с нейтральными или щелочными отвердителями.Synthetic resins with neutral or alkaline hardeners are used as a filtering grouting composition for reinforcement.
В качестве гелеобразующего состава закачивают гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб, и закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.As a gel-forming composition, a gel-forming composition is pumped, the gel time of which is less than the time of its movement along the tubing string, and the injection is completed when the pressure at the wellhead is in the range of (0.6-0.8) from the pressure of the test casing of the well.
Гелеобразующий состав закачивают порционно, и временной интервал между отдельными порциями больше или равен времени гелеобразования состава, закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.The gelling composition is injected in batches, and the time interval between the individual portions is greater than or equal to the gelling time of the composition, the injection is completed when the pressure at the wellhead is in the range (0.6-0.8) of the pressure of the test casing of the well.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции каналов перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами. При этом изоляцию вышележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м ниже кровли интервала перфорации продуктивного пласта и закачки цементного раствора в объеме, необходимом для изоляции канала перетока. Изоляцию нижележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м выше подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, закачки временного изолирующего состава (эмульсии или гелеобразующего состава с небольшим сроком разрушения), вымыва песчаной пробки и закачки цементного раствора в область подошвы интервала перфорации продуктивного пласта в объеме, необходимом для изоляции канала перетока.1. Cement mortar is pumped into the perforations of the reservoir in the amount necessary to isolate the flow channels between the gas or aquifer and oil reservoirs. In this case, the isolation of the overlying formation is carried out by pre-filling the bottom of the well to a level of 1-2 m below the roof of the interval of perforation of the productive formation and injection of cement in the volume necessary to isolate the overflow channel. The isolation of the underlying formation is carried out by pre-filling the bottom of the well to a level of 1-2 m above the bottom of the perforation interval of the reservoir, injecting a temporary insulating composition (emulsion or gelling composition with a short fracture period), washing out the sand plug and injecting cement into the region of the bottom of the perforation interval reservoir in the amount necessary to isolate the flow channel.
Объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта (Q), определяется исходя из результатов акустического контроля цементирования скважин (АКЦ) по следующей формуле:The volume required to isolate the overflow channel and overlap the oil reservoir (Q) is determined based on the results of acoustic monitoring of well cementing (ACC) using the following formula:
где k - коэффициент потерь цементного раствора за счет наличия зон смешения и срезки после проведения ремонта (k=2,5);where k is the mortar loss coefficient due to the presence of mixing and cutting zones after repairs (k = 2.5);
Rc - радиус скважины (по долоту),R c is the radius of the well (bit),
Rк - внешний радиус эксплуатационной колонны,R to - the outer radius of the production casing,
h1 - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ цемент отсутствует;h 1 is the thickness of the bridge between the gas or aquifer and the reservoir, for which, according to ACC, there is no cement;
h2 - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ наблюдается частичное или хорошее сцепление с породой и колонной;h 2 is the thickness of the bridge between the gas or aquifer and the reservoir, for which, according to ACC, partial or good adhesion to the rock and column is observed;
RВ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;R In - the inner diameter of the production casing;
h3 - предполагаемая высота цементного моста.h 3 - the estimated height of the cement bridge.
В случае, если вычисленный по указанной формуле объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта, меньше 0,5 м3, Q принимают равным 0,5 м3.In the event that the volume calculated by the indicated formula necessary for isolating the overflow channel and blocking the oil reservoir is less than 0.5 m 3 , Q is assumed to be 0.5 m 3 .
При одновременном наличии в скважине как водо-, так и газоносного пласта нижеописанные пп.2-4 последовательности операций осуществляют последовательно сначала для газоносного пласта, затем для водоносного пласта.With the simultaneous presence of both a water and a gas-bearing stratum in a well, the steps 2-4 described below are carried out sequentially, first for a gas-bearing stratum and then for a water-bearing stratum.
2. Создают спецотверстия в интервале газоносного пласта в области его подошвы и наиболее проницаемом его интервале или водоносного пласта в области его кровли или подошвы и наиболее проницаемом его интервале (в случае, если указанные интервалы были ранее проперфорированы, в качестве спецотверстий используются указанные перфорационные отверстия). При этом в случае, если толщина газоносного или водоносного пласта составляет менее 10 м, осуществляют перфорацию пласта от его подошвы или кровли (интервала, прилегающего к перемычке, отделяющей газоносный или водоносный пласт от продуктивного пласта) до наиболее высокопроницаемого интервала; в случае пластов протяженностью более 10 м сначала осуществляют перфорацию наиболее проницаемого интервала пласта, затем осуществляют перфорацию подошвы или кровли пласта (соответственно для случаев, если высокопроницаемый интервал находится выше или ниже).2. Create special openings in the interval of the gas-bearing formation in the area of its sole and its most permeable interval or aquifer in the area of its roof or sole and its most permeable interval (if the indicated intervals were previously perforated, the indicated perforations are used as special openings) . In this case, if the thickness of the gas-bearing or aquifer is less than 10 m, the formation is perforated from its sole or roof (the interval adjacent to the bridge separating the gas-bearing or aquifer from the reservoir) to the most highly permeable interval; in the case of formations with a length of more than 10 m, first perforation of the most permeable interval of the formation is carried out, then perforation of the sole or roof of the formation is carried out (respectively, for cases where the highly permeable interval is higher or lower).
3. Закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав в виде одной пачки или порционно (возможна закачка составов с постоянной или переменной концентрацией действующего вещества в составе геланта, в виде различных гелантов). В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта менее 150 м3/сут, закачку гелеобразующих составов производят порционно, причем временной интервал между отдельными порциями должен быть большим или равным времени гелеобразования состава.3. The gel-forming composition is pumped into the indicated special holes in the form of one pack or in batches (it is possible to download compositions with a constant or variable concentration of the active substance in the composition of the gelant, in the form of various gelants). If the injectivity of the interval of the gas or aquifer is less than 150 m 3 / day, the injection of gel-forming compositions is carried out in batches, and the time interval between individual portions should be greater than or equal to the gel formation time of the composition.
В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта более 500 м3/сут, в качестве гелеобразующего состава используется гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб.If the injectivity of the interval of the gas or aquifer is more than 500 m 3 / day, a gelling composition is used as a gelling composition, the gelling time of which is less than the time of its movement along the tubing string.
При этом во всех случаях закачка проводится до достижения давления продавки, равного 0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.Moreover, in all cases, the injection is carried out until the selling pressure is equal to 0.8 of the pressure of the test casing of the well.
4. Осуществляют докрепление гелеобразующего состава фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом (синтетической смолой или цементным раствором). При приемистости пласта более 150 м3/сут применяют преимущественно нефильтрующиеся тампонажные составы; при приемистости менее 150 м3/сут - фильтрующиеся тампонажные составы (синтетические смолы). В качестве фильтрующихся тампонажных составов могут использоваться синтетические смолы с щелочным или нейтральным отвердителем (смола фенолрезорциноформальдегидная и уротропин, смола ацетоноформальдегидная и едкий натр), что обеспечивает минимальное воздействие на цементный камень в области воздействия. 4. Carry out the fixation of the gelling composition by filtering or non-filtering grouting composition (synthetic resin or cement mortar). When the injectivity of the formation is more than 150 m 3 / day, mainly unfiltered grouting compositions are used; with an injectivity of less than 150 m 3 / day - filterable grouting compositions (synthetic resins). Synthetic resins with an alkaline or neutral hardener (phenolresorcinol formaldehyde resin and urotropin, acetone formaldehyde resin and caustic soda) can be used as filtering grouting compositions, which ensures minimal impact on the cement stone in the affected area.
5. После подтверждения изоляции всех направлений перетока с помощью проведения промыслово-геофизических исследований осуществляют реперфорацию продуктивного пласта.5. After confirming the isolation of all flow directions using field-geophysical surveys, the formation is reperforated.
Пример 1. Скважина №974 (куст 2) Северо-Комсомольского месторождения.Example 1. Well No. 974 (bush 2) of the North Komsomolskoye field.
Интервал перфорации 1173-1178 м (газовая шапка), 1190-1193 м (продуктивный пласт), с прорывом газа по заколонному пространству из вышележащего газоносного пласта и заколонным перетоком воды из нижележащего водоносного пласта.The perforation interval is 1173-1178 m (gas cap), 1190-1193 m (productive formation), with gas breaking through the annulus from the overlying gas-bearing stratum and the annular flow of water from the underlying aquifer.
1. НКТ были спущены на глубину 1196 м, пакер установлен на глубине 1186 м. Приемистость интервала перфорации до закачивания составила 360 м3/сут при давлении 7 МПа (высокий уровень приемистости). Для изоляции перетока между газоносным и нефтяным пластом и перекрытия нефтяного пласта произведена отсыпка забоя до глубины 1192 м, после чего в перфорационные отверстия продуктивного пласта было закачано 0,5 м3 цементного раствора (в соответствии с расчетом по формуле необходимый объем 0,42 м3) при конечном давлении продавки 9 МПа. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) кровля цементного моста определена на глубине 1187 м.1. The tubing was lowered to a depth of 1196 m, the packer was installed at a depth of 1186 m. The injectivity of the perforation interval before injection was 360 m 3 / day at a pressure of 7 MPa (high injectivity). To isolate the flow between the gas-bearing and oil reservoirs and to shut off the oil reservoir, the bottom was filled up to a depth of 1192 m, after which 0.5 m 3 of cement mortar was pumped into the perforations of the reservoir (according to the calculation, the required volume of 0.42 m 3 ) at a final pressure of 9 MPa. After waiting for the cement mixing (OZZ), the roof of the cement bridge is determined at a depth of 1187 m.
2. В качестве спецотверстий в интервале газоносного пласта использован интервал перфорации 1173-1178 м. В скважину была спущена следующая компоновка: НКТ на глубину 1173 м, пакер на глубине 1028 м. Приемистость по воде интервала газоносного пласта составила 720 м3/сут при давлении 6 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 160 м3 в интервал газоносного пласта при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), после чего скважина была оставлена на 31 час для завершения процесса полимеризации, затем дополнительно было закачано 10 м3 гелеобразующего состава. НКТ спущены до глубины 1183 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого в интервал газоносного пласта с целью докрепления было закачано 2 м3 цементного раствора при конечном давлении продавки 9 МПа.2. The perforation interval of 1173-1178 m was used as special holes in the interval of the gas-bearing formation. The following arrangement was lowered into the well: tubing to a depth of 1173 m, a packer at a depth of 1028 m. The water injectivity of the gas-bearing interval was 720 m 3 / day at pressure 6 MPa. The gel-forming composition was injected in a volume of 160 m 3 into the interval of the gas-bearing formation at a final pressure of 8.5 MPa (0.6 of the pressure of pressure testing), after which the well was left for 31 hours to complete the polymerization process, then an additional 10 m 3 of gel-forming was pumped composition. The tubing was lowered to a depth of 1183 m, the well was flushed back with technical water. After that, 2 m 3 cement mortar was pumped into the interval of the gas-bearing formation for the purpose of consolidation at a final pressure of 9 MPa.
3. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) произведено разбуривание цементного моста и нормализация забоя до глубины 1217 м. Произведена перфорация интервала водоносного пласта 1206-1207 и 1210-1213 м. Для изоляции перетока между водоносным и продуктивным пластом в открытые перфорационные отверстия у подошвы продуктивного пласта было закачано 0,5 м3 (в соответствии с расчетом по формуле 0,51 м3) цементного раствора при конечном давлении продавки 8 МПа.3. After waiting for the cement to mix (OZZ), the cement bridge was drilled and the bottom was normalized to a depth of 1217 m. The interval of the aquifer was perforated 1206-1207 and 1210-1213 m. To isolate the flow between the aquifer and the reservoir into open perforations at the bottom of the productive the formation was injected with 0.5 m 3 (in accordance with the calculation according to the formula 0.51 m 3 ) of cement mortar at a final pressure of 8 MPa.
4. В скважину была спущена следующая компоновка - НКТ на глубину 1205 м, пакер на глубине 1195 м. Приемистость интервала водоносного пласта составила 740 м3/сут при давлении 8 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 110 м3 при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), спуск НКТ до глубины 1213 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого с целью докрепления в интервал водоносного пласта был закачан 1 м3 цементного раствора при конечном давлении продавки 12 МПа.4. The following arrangement was launched into the well: tubing to a depth of 1205 m, packer at a depth of 1195 m. The injectivity of the interval of the aquifer was 740 m 3 / day at a pressure of 8 MPa. The gel-forming composition was pumped in a volume of 110 m 3 at a final pressure of 8.5 MPa (0.6 from the pressure of the pressure test), the tubing was lowered to a depth of 1213 m, the well was backwashed with technical water. After that, in order to consolidate into the interval of the aquifer, 1 m 3 of cement mortar was pumped at a final delivery pressure of 12 MPa.
5. После проведения изоляционных работ в скважине был нормализован забой до глубины 1217 м и проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ). По результатам ПГИ заколонный переток воды из нижележащего водоносного пласта и прорыв газа из вышележащего газоносного пласта ликвидированы. Осуществили реперфорацию продуктивного пласта для подготовки скважины к пуску в эксплуатацию.5. After conducting insulating work in the well, the bottom was normalized to a depth of 1217 m and field geophysical surveys (PIP) were conducted. According to the PIP results, the annular flow of water from the underlying aquifer and the gas breakthrough from the overlying gas reservoir were eliminated. We carried out the reperforation of the reservoir to prepare the well for commissioning.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2212519. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в нефтедобывающих скважинах. Опубл. 20.09.2003 г.1. RF patent No. 2212519. IPC E21B 33/13. The method of elimination of annular flows of gas and water in oil wells. Publ. September 20, 2003
2. Патент РФ №2261981. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине. Опубл. 10.10.2005 г.2. RF patent No. 2261981. IPC E21B 33/13. A method of eliminating annular gas flows in an oil well. Publ. 10/10/2005
3. Патент РФ №2273723. МПК E21B 33/13. Способ изоляционных работ в скважине. Опубл. 10.04.2006 г.3. RF patent No. 2273723. IPC E21B 33/13. The method of insulation work in the well. Publ. 04/10/2006
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009113065/03A RU2389865C1 (en) | 2009-04-07 | 2009-04-07 | Method of insulating works in production well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009113065/03A RU2389865C1 (en) | 2009-04-07 | 2009-04-07 | Method of insulating works in production well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2389865C1 true RU2389865C1 (en) | 2010-05-20 |
Family
ID=42676154
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009113065/03A RU2389865C1 (en) | 2009-04-07 | 2009-04-07 | Method of insulating works in production well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2389865C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483193C1 (en) * | 2011-11-29 | 2013-05-27 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Well repair method |
| RU2808347C1 (en) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for eliminating annular circulation |
-
2009
- 2009-04-07 RU RU2009113065/03A patent/RU2389865C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483193C1 (en) * | 2011-11-29 | 2013-05-27 | ООО "Уфимский Научно-Технический Центр" | Well repair method |
| RU2808347C1 (en) * | 2023-05-23 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for eliminating annular circulation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2389865C1 (en) | Method of insulating works in production well | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2478769C1 (en) | Method for well drilling | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2737630C1 (en) | Method for repeated multi-stage hydraulic fracturing of formation in horizontal well | |
| RU2471062C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2012141519A (en) | METHOD FOR ORGANIZING VERTICAL-LATERAL FLOODING | |
| RU2542000C1 (en) | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) | |
| RU2431747C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposit | |
| RU2468186C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2488692C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2464410C1 (en) | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180408 |