RU2405020C2 - Compound for isolation of water inflow in gas wells - Google Patents
Compound for isolation of water inflow in gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2405020C2 RU2405020C2 RU2009101285/03A RU2009101285A RU2405020C2 RU 2405020 C2 RU2405020 C2 RU 2405020C2 RU 2009101285/03 A RU2009101285/03 A RU 2009101285/03A RU 2009101285 A RU2009101285 A RU 2009101285A RU 2405020 C2 RU2405020 C2 RU 2405020C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- composition
- neftenol
- adb
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.The invention relates to the gas industry, in particular to compositions for the selective isolation of bottom water in gas wells, and can be used for waterproofing works in gas wells in the development of gas and gas condensate deposits.
Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах, включающий закачку в призабойную часть суспензии водорастворимого полимера в органической жидкости (RU 2188930 С2, E21D 33/138, 2002).A known method of isolating water inflow in gas wells, including injecting into the bottomhole portion of a suspension of a water-soluble polymer in an organic fluid (RU 2188930 C2, E21D 33/138, 2002).
Недостатком указанного способа является сложность в осуществлении и недостаточная эффективность.The disadvantage of this method is the difficulty in implementation and lack of effectiveness.
Известен способ изоляции притока подошвенной воды в скважину, заключающийся в закачке в призабойную зону аэрированного цементного раствора, а после закачки аэрированного цементного раствора в призабойную зону закачивают предгоны фторсиликоновой жидкости (АС 939739, Е21В 43/32, 1982).There is a method of isolating the inflow of bottom water into the well, which consists in pumping aerated cement mortar into the bottomhole zone, and after injecting aerated cement mortar, fluorosilicone fluid sumps are pumped into the bottomhole zone (AC 939739, Е21В 43/32, 1982).
Недостатком этого способа является повышенная обводненность газовых скважин и недостаточная эффективность процесса изоляции водопритока в газовых скважинах.The disadvantage of this method is the increased water cut of gas wells and the lack of efficiency of the process of isolating water inflow in gas wells.
Известен состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК, и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, предусматривающий смешивание органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти (RU 2126082 С1, Е21В 43/22, 1992).A known composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including the waste of the oil preparation process and an organic solvent - APC, and a method of preparing a composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into a well, involving mixing an organic solvent with the waste of the oil preparation process (RU 2126082 C1, E21B 43/22, 1992).
Наиболее близким к изобретению является состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель. Дополнительно указанный состав содержит поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол, например ОП-10 или неонол АФ 9-12, а в качестве отхода процесса подготовки нефти содержит сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек (RU 2177539 С2, Е21В 43/22, 1999).Closest to the invention is a composition for isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, including the waste of the oil preparation process and an organic solvent. Additionally, this composition contains a surfactant - ethoxylated alkyl phenol, for example OP-10 or neonol AF 9-12, and as a waste of the oil preparation process it contains oil sludge cake thickened on belt press filters (RU 2177539 C2, ЕВВ 43/22, 1999).
Недостатком указанного состава является поступление в скважину подошвенной воды из-за прорыва ее из нижележащих горизонтов через наиболее проницаемые участки пласта. Кроме того, этот состав малоэффективен, так как закачиваемая жидкость не может быть легко удалена из газонасыщенных участков пласта, и имеет низкую селективную способность.The disadvantage of this composition is the entry of bottom water into the well due to its breakthrough from the underlying horizons through the most permeable sections of the formation. In addition, this composition is ineffective, since the injected fluid cannot be easily removed from gas-saturated areas of the reservoir, and has a low selective ability.
Задачей изобретения является разработка эффективного состава для изоляции подошвенных вод в газовых скважинах путем селективного воздействия на водонасыщенную часть пласта.The objective of the invention is to develop an effective composition for isolating bottom water in gas wells by selective exposure to the water-saturated part of the reservoir.
Техническим результатом изобретения является улучшение водоизолирующей способности заявленного состава, обеспечивающего уменьшение обводненности добываемого газа при разработке газовых и газоконденсатных залежей.The technical result of the invention is to improve the water-insulating ability of the claimed composition, providing a reduction in water cut of the produced gas in the development of gas and gas condensate deposits.
Для достижения указанного технического результата состав для изоляции водопритока в газовых скважинах, содержащий поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, согласно изобретению в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит Нефтенол АБР, а в качестве углеводородного растворителя - легколетучий компонент из группы: газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, петролейный эфир, газовый бензин или их смесь, при следующем соотношении компонентов в мас.%:To achieve the technical result, a composition for isolating water inflow in gas wells containing a surfactant and a hydrocarbon solvent, according to the invention, contains Neftenol ADB as a nonionic surfactant, and a volatile component from the group: gas condensate, distillate as a hydrocarbon solvent gas condensate, petroleum ether, gas gasoline or a mixture thereof, in the following ratio of components in wt.%:
Гидрофобизатор Нефтенол АБР выпускается согласно ТУ 2483-081-17197708-03. В качестве легколетучего углеводородного растворителя могут быть использованы: стабильный и нестабильный газовый конденсат, дистиллят газового конденсата, нестабильный газовый бензин, петролейный эфир и другие аналогичные углеводородные растворители или их смеси. При этом легколетучий углеводородный растворитель должен содержать не менее 80% компонентов, давление паров которых в добываемом газе должно быть ниже давления насыщения при температуре призабойной зоны пласта. Поэтому наиболее подходящими для применения заявляемого состава являются метановые залежи.Water repellent Neftenol ADB is produced in accordance with TU 2483-081-17197708-03. As a volatile hydrocarbon solvent, the following can be used: stable and unstable gas condensate, gas condensate distillate, unstable gas gasoline, petroleum ether and other similar hydrocarbon solvents or mixtures thereof. At the same time, a volatile hydrocarbon solvent must contain at least 80% of components whose vapor pressure in the produced gas should be lower than the saturation pressure at the temperature of the bottom-hole formation zone. Therefore, methane deposits are most suitable for the use of the claimed composition.
Газовый конденсат или дистиллят газового конденсата имеются на промысле и поэтому их использование уменьшает транспортные издержки, что особенно важно в условиях Крайнего Севера. Низкая температура замерзания Нефтенола АБР и легколетучего углеводородного растворителя позволяет проводить обработки в осенне-зимний период.Gas condensate or gas condensate distillate is available in the field and therefore their use reduces transport costs, which is especially important in the Far North. The low freezing temperature of Neftenol ADB and a volatile hydrocarbon solvent allows processing in the autumn-winter period.
Состав готовится путем смешивания компонентов до получения гомогенной системы.The composition is prepared by mixing the components to obtain a homogeneous system.
Для осуществления процесса предлагаемый состав закачивают в скважину через лифтовые или насосно-компрессорные трубы или с помощью колтюбинговой установки.To implement the process, the proposed composition is pumped into the well through elevator or tubing or using a coiled tubing installation.
Поступает состав в основном в водонасыщенную зону призабойной зоны скважины. При этом происходит уменьшение проницаемости пористой среды для воды за счет действия гидрофобизатора и насыщения пористой среды углеводородом. Таким образом, водоизолирующее действие состава связано со снижением фазовой проницаемости для воды. Большая часть состава, поступившая в газонасыщенные пропластки, легко вытесняется потоком газа. В дальнейшем испарение легколетучего углеводородного растворителя в поток газа позволяет быстро удалить оставшуюся часть растворителя. При этом гидрофобизатор отлагается на поверхности породы, меняя ее смачиваемость. В последующем это замедлит поступление воды из нижележащих горизонтов. Гидрофобизация породы подавляет капиллярные силы, удерживающие воду в призабойную зону (ПЗП), что будет способствовать облегчению выноса воды из ПЗП и увеличит проницаемость пласта для газа.The composition arrives mainly in the water-saturated zone of the bottomhole zone of the well. In this case, there is a decrease in the permeability of the porous medium for water due to the action of the water repellent and the saturation of the porous medium with hydrocarbon. Thus, the water insulating effect of the composition is associated with a decrease in phase permeability to water. Most of the composition entering the gas-saturated layers is easily displaced by the gas flow. Subsequently, the evaporation of the volatile hydrocarbon solvent into the gas stream allows you to quickly remove the remaining part of the solvent. At the same time, the water repellent is deposited on the surface of the rock, changing its wettability. Subsequently, this will slow the flow of water from the underlying horizons. Hydrophobization of the rock suppresses capillary forces that hold water into the bottomhole zone (BHP), which will facilitate the removal of water from the BHP and increase the permeability of the formation for gas.
Заявляемый состав обладает следующими характеристиками:The inventive composition has the following characteristics:
- при закачивании в призабойную зону пласта поступает в основном в водонасыщенную часть пласта (селективность при закачивании);- when injected into the bottomhole formation zone, it enters mainly in the water-saturated part of the formation (selectivity during injection);
- уменьшает проницаемость по воде водонасыщенного интервала в 5-10 раз;- reduces water permeability of the water-saturated interval by 5-10 times;
- не влияет или увеличивает проницаемость для газа газонасыщенных участков пласта;- does not affect or increases gas permeability of gas-saturated sections of the formation;
- способствует удалению воды из газонасыщенных участков пласта.- helps to remove water from gas-saturated sections of the reservoir.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м3 состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 1 мас.%, углеводородного растворителя - 99 мас.% В емкость помещают по 5 м3 растворителя стабильного газового конденсата и дистиллята газового конденсата и перемешивают. Затем измеряют плотность полученного растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (72,8 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.Example 1. Based on the geological and physical characteristics of the field and well performance for processing, it is necessary to prepare 10 m 3 of the composition with a Nephtenol ADB water repellent content of 1 wt.%, A hydrocarbon solvent of 99 wt.%. 5 m 3 of stable gas solvent are placed in the tank condensate and gas condensate distillate and mix. Then measure the density of the obtained solvent, which is equal to 721 kg / m 3 . The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (72.8 kg) is placed in a container with a solvent and the resulting mixture is stirred until a homogeneous system is obtained.
Пример 2. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 15 м3 состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 5 мас.%, стабильного газового конденсата - 95 мас.% В емкость помещают 15 м3 стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (585,8 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.Example 2. Based on the geological and physical characteristics of the field and well performance for processing, it is necessary to prepare 15 m 3 of the composition with a Nephtenol ADB water repellent content of 5 wt.%, Stable gas condensate - 95 wt.% 15 m 3 of stable gas condensate is placed in the tank density of 742 kg / m 3 . The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (585.8 kg) is placed in a container with a solvent and mixed until a homogeneous system is obtained.
Пример 3. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 6 м3 состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР 10 мас.% и стабильного газового конденсата 90 мас.%. В емкость помещают 6 м3 стабильного газового конденсата плотностью 742 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (494,7 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.Example 3. Based on the geological and physical characteristics of the field and the performance of the well for processing, it is necessary to prepare 6 m 3 of the composition with the content of Neftenol ADB water repellent 10 wt.% And stable gas condensate 90 wt.%. 6 m 3 of stable gas condensate with a density of 742 kg / m 3 are placed in the container. The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (494.7 kg) is placed in a container with a solvent and mixed until a homogeneous system is obtained.
Пример 4. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10,6 м3 состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР 5%. В емкость помещается 10 м3 петролейного эфира плотностью 804 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (448,5 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.Example 4. Based on the geological and physical characteristics of the field and well performance for processing, it is necessary to prepare 10.6 m 3 of the composition with a 5% content of Neftenol ADB water repellent. 10 m 3 of petroleum ether with a density of 804 kg / m 3 is placed in the container. The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (448.5 kg) is placed in a container with a solvent and mixed until a homogeneous system is obtained.
Пример 5. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 13 м3 состава при содержании указанного гидрофобизатора 5 мас.% и газового бензина 95 мас.%. В емкость помещают 12 м3 газового бензина плотностью 792 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (541,9 кг) помещают в емкость с растворителем и перемешивают до получения гомогенной системы.Example 5. Based on the geological and physical characteristics of the field and the performance of the well for processing, it is necessary to prepare 13 m 3 of the composition with the content of the specified water repellent 5 wt.% And gas gasoline 95 wt.%. 12 m 3 of gasoline with a density of 792 kg / m 3 are placed in the container. The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (541.9 kg) is placed in a container with a solvent and mixed until a homogeneous system is obtained.
Пример 6. На основании геолого-физической характеристики месторождения и показателей работы скважины для обработки необходимо приготовить 10 м3 состава при содержании гидрофобизатора Нефтенола АБР - 1 мас.%, углеводородного растворителя - 99 мас.%. В емкость помещают по 5 м3 растворителя стабильного газового конденсата и газового бензина и перемешивают. Затем измеряют плотность полученного растворителя, которая оказывается равной 721 кг/м3. Рассчитывают необходимое количество Нефтенола АБР. Необходимое количество Нефтенола АБР (72,8 кг) помещают в емкость с растворителем и полученную смесь перемешивают до получения гомогенной системы.Example 6. Based on the geological and physical characteristics of the field and the performance of the well for processing, it is necessary to prepare 10 m 3 of the composition with the content of Neftenol ADB water repellent - 1 wt.%, Hydrocarbon solvent - 99 wt.%. 5 m 3 solvent of stable gas condensate and gas gasoline are placed in a container and mixed. Then measure the density of the obtained solvent, which is equal to 721 kg / m 3 . The required amount of ADB Neftenol is calculated. The required amount of Neftenol ADB (72.8 kg) is placed in a container with a solvent and the resulting mixture is stirred until a homogeneous system is obtained.
Состав для селективной водоизоляции в газовых скважинах должен обладать следующими характеристиками:The composition for selective waterproofing in gas wells should have the following characteristics:
- не снижать проницаемость газопроводящих зон и пропластков для газа;- not to reduce the permeability of gas-conducting zones and interlayers for gas;
- снижать проницаемость для воды водонасыщенных интервалов разреза. Эффективность воздействия также увеличивают следующие характеристики: - при закачивании состав в основном должен поступать в водонасыщенный интервал (селективность при закачивании);- reduce the permeability to water of water-saturated intervals of the cut. The following characteristics also increase the effectiveness of the impact: - when pumping, the composition should mainly enter the water-saturated interval (selectivity when pumping);
- уменьшать водонасыщенность газопроводящих каналов и пропластков призабойной зоны пласта.- reduce the water saturation of the gas channels and interlayers of the bottomhole formation zone.
Пример 7. Эксперименты проводили по общепринятым методикам. Для характеристики действия состава использовали степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенных пористых сред:Example 7. The experiments were carried out according to standard methods. To characterize the action of the composition, the degree of restoration of gas permeability (B,%) of gas-saturated porous media was used:
В=100·(Кг2/Кг1),B = 100 · (K g2 / K g1 ),
где Кг2 - проницаемость по газу модели пласта после закачки композиции, Kг1 - исходная проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.where K g2 is the gas permeability of the formation model after injection of the composition, K g1 is the initial gas permeability of the formation model with residual water.
Результаты эксперимента приведены в табл.1.The experimental results are shown in table 1.
Данные табл.1 показывают, что в отличие от прототипа заявляемый состав не уменьшает проницаемость пористых сред с остаточной водонасыщенностью.The data in table 1 show that, unlike the prototype, the claimed composition does not reduce the permeability of porous media with residual water saturation.
Пример 8. В данном примере иллюстрируются водоизолирующие свойства заявляемого состава и состава по прототипу. Эксперименты проводили по общепринятым методикам с использованием водонасыщенных моделей пласта. Для характеристики составов использовали следующие параметры.Example 8. This example illustrates the waterproofing properties of the claimed composition and composition of the prototype. The experiments were carried out according to generally accepted methods using water-saturated reservoir models. The following parameters were used to characterize the compositions.
1. Фактор сопротивления (R) для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде:1. Resistance factor (R) to characterize the degree of decrease in the permeability of porous media in water:
Ri=(Q1/ΔP1)/(Qi/ΔPi),R i = (Q 1 / ΔP 1 ) / (Q i / ΔP i ),
где Ri - текущий фактор сопротивления; Q1 и ΔP1 - соответственно объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); Qi и Pi - соответственно текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или композиции.where R i is the current resistance factor; Q 1 and ΔP 1 - respectively, the volumetric flow rate and pressure drop during steady-state water filtration in stage 1 (primary water injection); Q i and P i - respectively, the current flow rate and pressure drop during filtration of water or composition.
В случае установившейся фильтрации:In case of steady filtration:
Rocт.=k1/k2,Roc. = K 1 / k 2 ,
где Rocт. - остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления, установившийся после закачки композиции; k1 и k2 - соответственно проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции.where roct. - residual resistance factor, i.e. resistance factor established after injection of the composition; k 1 and k 2 - respectively, the water permeability of the reservoir model before and after injection of the composition.
Как характеристики композиции использовали Rocт. и максимальный фактор сопротивления (Rмакс.).As the characteristics of the composition used Roc. and maximum resistance factor (Rmax.).
2. Степень водоизоляции (А, %) - для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия композиции.2. The degree of waterproofing (A,%) - to characterize the level of decrease in water intake as a result of the composition.
S=100·(k1-k2)/k1=100·(R-1)/RS = 100 (k 1 -k 2 ) / k 1 = 100 (R-1) / R
Результаты эксперимента приведены в табл.2.The experimental results are shown in table.2.
Данные табл.2 показывают, что при концентрации гидрофобизатора Нефтенол АБР, равной 1-10%, водоизолирующий эффект от заявляемого состава выше, чем у прототипа, на 5,1-28,5%. При концентрации Нефтенола АБР менее 1% водоизоляционных эффект недостаточен.The data in table 2 show that when the concentration of the hydrophobizing agent Neftenol ADB equal to 1-10%, the waterproofing effect of the claimed composition is higher than that of the prototype by 5.1-28.5%. At a concentration of Neftenol ADB less than 1% of the waterproofing effect is insufficient.
Важным параметром состава для водоизоляции является максимальный и остаточный фактор сопротивления, определяющие его фильтрационные характеристики. Соотношение между максимальным и остаточным фактором сопротивления характеризует соотношение условий закачивания состава и водоизоляционный эффект. В случае прототипа максимальный фактор в 30,6 раз выше остаточного, т.е. состав при закачивании встречает большое сопротивление, а водоизоляционный эффект низкий. Для разрабатываемых составов при концентрации Нефтенола АБР, равной 1-10%, отношение максимального фактора сопротивления к остаточному фактору сопротивления составляет 1,29-2,54, т.е. у заявляемого состава значительно лучше фильтрационные характеристики, чем у прототипа.An important composition parameter for waterproofing is the maximum and residual resistance factor that determines its filtration characteristics. The ratio between the maximum and residual resistance factor characterizes the ratio of the injection conditions of the composition and the waterproofing effect. In the case of the prototype, the maximum factor is 30.6 times higher than the residual, i.e. the composition when pumping encounters great resistance, and the waterproofing effect is low. For the formulations under development at an ADB Neftenol concentration of 1-10%, the ratio of the maximum resistance factor to the residual resistance factor is 1.29-2.54, i.e. the claimed composition has significantly better filtration characteristics than the prototype.
Пример 9. Данный пример иллюстрирует селективность заявляемого состава при закачивании в пласт. Эксперимент проводили по общепринятым методикам с использованием двухслойной модели пласта, состоящей из водонасыщенного пропластка и газонасыщенного пропласта с погребенной водой, результаты эксперимента приведены в табл.3 и 4, фиг.1 и 2.Example 9. This example illustrates the selectivity of the claimed composition when injected into the reservoir. The experiment was carried out according to generally accepted methods using a two-layer reservoir model consisting of a water-saturated layer and a gas-saturated layer with buried water, the experimental results are shown in Tables 3 and 4, Figs. 1 and 2.
Для характеристики селективности при закачивании использовали отношение объемной скорости закачивания в водонасыщенный пропласток к объемной скорости закачивания в газонасыщенный пропласток (Qвода/Qгаз).To characterize the selectivity during injection, we used the ratio of the volumetric rate of injection into a water-saturated interlayer to the volumetric rate of injection into a gas-saturated interlayer (Q water / Q gas).
Полученные данные показывают, что при закачивании заявляемого состава и состава по прототипу происходит постоянное перераспределение закачиваемого потока жидкости между моделями водо- и газонасыщенных пропластков. Скорость поступления составов в водонасыщенный пропласток увеличивается, а в газонасыщенный уменьшается.The data obtained show that when pumping the inventive composition and composition according to the prototype, there is a constant redistribution of the injected fluid flow between the models of water and gas saturated layers. The rate of arrival of compounds in a water-saturated interlayer increases, and in a gas-saturated layer decreases.
В случае заявляемого состава после закачивания 0,28 п.о. основное количество состава поступает в водонасыщенный пропласток, а при объеме закачивания, равном 0,91-0,94 п.о., отношение Qвода/Qгаз составляет 5,22-5,26.In the case of the claimed composition after injection of 0.28 bp the main amount of the composition enters the water-saturated interlayer, and with an injection volume of 0.91-0.94 bp, the ratio of Qwater / Qgas is 5.22-5.26.
Для прототипа отношение Qвода/Qгаз даже после прокачки 1,42 п.о. состава не превышает 0,697.For the prototype, the ratio Qvoda / Qgaz even after pumping 1.42 bp composition does not exceed 0.697.
Таким образом, селективность при закачивании заявляемого состава значительно превосходит прототип.Thus, the selectivity when downloading the inventive composition significantly exceeds the prototype.
По сравнению с прототипом, заявляемый состав обладает рядом преимуществ. Он не уменьшает проницаемость газопроницаемых пропластков для газа, обладает лучшими водоизолирующими и фильтрационными характеристиками, большей селективностью при закачивании в пласт.Compared with the prototype, the inventive composition has several advantages. It does not reduce the permeability of gas-permeable layers for gas, has better water-insulating and filtration characteristics, greater selectivity when injected into the reservoir.
Ожидается, что применение состава в 3-10 раз снизит скорость поступления воды в газовую скважину и увеличит ее производительность на 5-20%. Наиболее подходящими объектами для внедрения заявляемого состава являются метановые залежи, приуроченные к сеноманскому горизонту.It is expected that the use of the composition in 3-10 times will reduce the rate of flow of water into the gas well and increase its productivity by 5-20%. The most suitable objects for the introduction of the inventive composition are methane deposits confined to the Cenomanian horizon.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009101285/03A RU2405020C2 (en) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Compound for isolation of water inflow in gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009101285/03A RU2405020C2 (en) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Compound for isolation of water inflow in gas wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009101285A RU2009101285A (en) | 2010-07-27 |
RU2405020C2 true RU2405020C2 (en) | 2010-11-27 |
Family
ID=42697652
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009101285/03A RU2405020C2 (en) | 2009-01-16 | 2009-01-16 | Compound for isolation of water inflow in gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2405020C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2480503C1 (en) * | 2011-11-09 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Composition for water-isolation works in gas wells |
-
2009
- 2009-01-16 RU RU2009101285/03A patent/RU2405020C2/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2480503C1 (en) * | 2011-11-09 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Composition for water-isolation works in gas wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2009101285A (en) | 2010-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
RU2715107C2 (en) | Method of gas-cycle injection of liquid carbon dioxide at supercritical conditions into oil producing well | |
RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
RU2307860C2 (en) | Formulation for removing asphaltene-tar-paraffin deposits and hydrophobization of formation bottom zone | |
US20170009128A1 (en) | Methods for enhancing oil recovery using complex nano-fluids | |
RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
RU2295635C2 (en) | Oil production method | |
RU2383576C1 (en) | Composition for water insulation in gas-bearing seam | |
RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
SU853092A1 (en) | Well-starting method | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2088752C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2034981C1 (en) | Method of exploitation of oil pool | |
RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well | |
RU2342419C1 (en) | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
RU2250988C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 |