RU2492317C1 - Method to increase well productivity - Google Patents
Method to increase well productivity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2492317C1 RU2492317C1 RU2012111017/03A RU2012111017A RU2492317C1 RU 2492317 C1 RU2492317 C1 RU 2492317C1 RU 2012111017/03 A RU2012111017/03 A RU 2012111017/03A RU 2012111017 A RU2012111017 A RU 2012111017A RU 2492317 C1 RU2492317 C1 RU 2492317C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rim
- volume
- polymer
- amount
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular, to methods for increasing the productivity of wells due to physico-chemical effects on the formation during repair and insulation works.
Известен Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий обработку пород призабойной зоны продуктивного пласта гидрофобизирующим составом, который прокачивают сквозь породы призабойной зоны пласта, выдержку скважины в покое, перевод в режим притока углеводорода (Патент РФ №2230897, Е21В 43/22, опубл. 20.06.2004 г.).The known Method of hydrophobic treatment of the bottom-hole zone of the reservoir, including the treatment of the bottom-hole zone of the reservoir with a hydrophobic composition, which is pumped through the bottom-hole zone of the formation, holding the well at rest, transferring to the hydrocarbon inflow mode (RF Patent No. 2230897, ЕВВ 43/22, publ. June 20, 2004).
Недостатками данного технического решения являете т краткосрочность применяемого способа, действие способа весьма ограничено во времени, кроме того, данный способ применим в однородных пористых коллекторах, применение его в трещиноватых коллекторах не дает ожидаемого эффекта.The disadvantages of this technical solution are the shortness of the method used, the action of the method is very limited in time, in addition, this method is applicable in homogeneous porous reservoirs, its use in fractured reservoirs does not give the expected effect.
Известен Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт оторочки водорастворимого низкомолекулярного растворителя, нефтерастворимого низкомолекулярного растворителя и нефти (Патент РФ №2176020, Е21В 43/22, опубл. 20.11.2001 г.).A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, comprising sequentially injecting into the formation the rims of a water-soluble low molecular weight solvent, an oil-insoluble low molecular weight solvent and oil (RF Patent No. 2176020, ЕВВ 43/22, published on November 20, 2001).
Недостатками данного технического решения является краткосрочность применяемого способа, действие способа весьма ограничено во времени, кроме того, данный способ применим в однородных пористых коллекторах, применение его в трещиноватых коллекторах не дает ожидаемого эффекта.The disadvantages of this technical solution is the short duration of the applied method, the action of the method is very limited in time, in addition, this method is applicable in homogeneous porous reservoirs, its use in fractured reservoirs does not give the expected effect.
Наиболее близким техническим решением является Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки и второй оторочки - раствора полимера. (Патент РФ №2401939, Е21В 43/ 22, опубл. 20.10.2010 г., прототип).The closest technical solution is the Method of developing a heterogeneous oil reservoir, including the injection into the reservoir of the first rim and the second rim - a polymer solution. (RF patent No. 2401939, ЕВВ 43/22, publ. 10/20/2010, prototype).
Недостатками данного технического решения является то, что в результате его неоднократного применения происходит значительное сокращение толщины продуктивного пласта за счет использования труднорастворимых кремнийорганических соединений.The disadvantages of this technical solution is that as a result of its repeated use there is a significant reduction in the thickness of the reservoir through the use of sparingly soluble organosilicon compounds.
Предлагаемый Способ повышения продуктивности скважин позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить дебит скважины за счет закачки в добывающую скважину полимерных композиций, которые при взаимодействии между собой и под воздействием пластовых температур образуют монолитную или пористую твердую, янтаревидную массу в скважине, обеспечивающую снижение (предупреждение) выноса песков и пропантов в ствол скважины, снижение (ограничение) поступления подошвенных вод и заколонной циркуляции, а также ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны, при этом Способ повышения продуктивности скважин включает закачку в пласт первой и второй оторочки, выдержку скважины в покое, перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно, также закачку разделительной жидкости на углеводородной или водной основе осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы, а в качестве второй оторочки используют полимерное отвердители, причем закачку осуществляют через НКТ или гибкую трубу, или через гибкую трубу с пакером различного типа или со струйным насосом, или через НКТ с пакером различного типа или со струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации, в качестве полимерной смолы используют формальдегидную смолу или смолу «ГЕОТЕРМ», в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель, а также полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ» или отвердитель «КатоРИР», первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, кроме этого дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки или монолитной или пористой полимерной смолы в количестве от 70% до 250% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе и монолитную или пористую полимерную смолу в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 70 до 1000% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе в количестве от 30 до 400% от первой оторочки, закачку компонента, содержащего цементный раствор или полимерцементную смесь в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и цементный раствор в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, закачку компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и полимерцементную смесь в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, в качестве полимерцементной смеси используют полимерную смолу, отвердитель и сухой цемент в объемном соотношении 1:1:1.The proposed Method for increasing the productivity of wells will eliminate the above disadvantages, in addition, it allows to increase the flow rate of the well by pumping into the production well polymer compositions, which, when interacting with each other and under the influence of formation temperatures, form a monolithic or porous solid, amber-like mass in the well, which ensures a decrease (warning) removal of sands and proppants into the wellbore, reduction (restriction) of bottom water and annular circulation, as well as elimination leaks in the production string, while the Method for increasing the productivity of wells includes injecting the first and second rims into the formation, keeping the well at rest, transferring the well to the hydrocarbon inflow mode, and the injection is carried out through a separation liquid on a hydrocarbon or water base to the area of the reservoir or above the interval perforation and sequentially, also the injection of a separation liquid on a hydrocarbon or water basis is carried out in an amount of from 0.1 to 50% of the volume of the first rim, and the injection the second rim is carried out in an amount of 10 to 150% of the volume of the first rim, polymer resins are used as the first rim, and polymer hardeners are used as the second rim, and the injection is carried out through tubing or a flexible pipe, or through a flexible pipe with a packer of various types or with a jet pump, or through tubing with a packer of various types or with a jet pump, lowered into the area of the reservoir or above the perforation interval, formaldehyde resin or “GEOTE” resin is used as a polymer resin RM ”, a liquid or powdery polymer hardener is used as a polymer hardener, as well as a GEOTERM polymer hardener or a KatoRIR hardener, the first rim is additionally equipped with a pore former in an amount of 0.1% to 15% of the volume of the first rim, in addition carry out the injection of a component containing a viscoelastic pack on a hydrocarbon or water basis in an amount of from 70% to 1000% of the volume of the first rim or a monolithic or porous polymer resin in an amount of from 70% to 250% of the volume of per rim, injection of a component containing a viscoelastic pack on a hydrocarbon or water basis and a monolithic or porous polymer resin in a volume ratio of 1: 1 and in an amount of 70 to 1000% of the volume of the first rim, injection of a component containing a water-based phobic washing solution or acid-base base in an amount of 30 to 400% of the first rim, injection of a component containing a cement mortar or polymer-cement mixture in an amount of 30 to 400% of the volume of the first rim, injection of a component containing fob water-based or acid-base alkalizing washing solution and cement mortar in a volume ratio of 1: 1 and in an amount of 30 to 400% of the volume of the first rim, injection of a component containing water-based or acid-base alkalizing phosphating washing solution and polymer-cement the mixture in a volume ratio of 1: 1 and in an amount of 30 to 400% of the volume of the first rim; as a polymer-cement mixture, a polymer resin, hardener and dry cement in a volume ratio of 1: 1: 1 are used.
В предлагаемом Способе повышения продуктивности скважин.In the proposed Method for increasing well productivity.
В качестве разделительной жидкости на углеводородной основе используют, например, ШФЛУ, газолин, ацетон, растворитель, некондиционный бензин, «Синол-М» и газоконденсат, на нефтяной основе - нефть и эмульгатор.As a hydrocarbon-based separation liquid, for example, BFLH, gasoline, acetone, solvent, substandard gasoline, Sinol-M and gas condensate are used, and oil and emulsifier are used on an oil-based basis.
В качестве разделительной жидкости на водной основе используют, например, пресную воду.As a water-based separation liquid, for example, fresh water is used.
Полимерные смолы представляют собой формальдегидные смолы, такие как мочевино-формальдегидная (карбамидо-формальдегидная, карбамидная) смола, например, «Резойл-К» феноло-формальдегидная, например, «Резойл-Ф», феноло-резорцино-формальдегидная, например, ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, меламино-формальдегидная смола, феноло-нилино- формальдегидная смола, анилино-формальдегидная смола, тиомочевино-формальдегидная смола, сульфамидо-формальдегидная смола, и др. формальдегидные смолы, как соответствующие стандартам, например, ГОСТ 16388 - 70, ГОСТ 16704 - 71, ТУ 13-369-77, ТУ 6-10-1192, так и несоответствующие стандартам, то есть вновь разрабатываемая марка формальдегидной смолы.Polymer resins are formaldehyde resins, such as urea-formaldehyde (urea-formaldehyde, urea) resin, for example, Rezoyl-K "phenol-formaldehyde, for example, Rezoyl-F, phenol-resorcinol-formaldehyde, for example, FRF- 50Р or ФРФ-50РМ, melamine-formaldehyde resin, phenol-nilin-formaldehyde resin, aniline-formaldehyde resin, thiourea-formaldehyde resin, sulfamide-formaldehyde resin, and other formaldehyde resins, as meeting standards, for example, GOST 16388 - 70 GOST 16704 - 71, TU 13 -369-77, TU 6-10-1192, and those that do not meet the standards, that is, the newly developed brand of formaldehyde resin.
Смолы (продукты поликонденсации) феноло-резорцино-формальдегидные марки ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ выпускают по ТУ-6-05-1638-78. ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ представляют собой пористые или монолитные смолы. Смолы марки «Резойл-К» выпускаются по ТУ 2221-637-55778270-2004, изм. 1 от 25.08.2010 г. Смолы марки «Резойл-Ф» выпускаются по ТУ 2221-669-55778270-2004, изм. №1 от 10.12.2010 г.Resins (polycondensation products) phenol-resorcinol-formaldehyde brands FRF-50R or FRF-50RM are produced according to TU-6-05-1638-78. FRF-50P or FRF-50RM are porous or monolithic resins. Resins of the Rezoyl-K brand are produced according to TU 2221-637-55778270-2004, rev. 1 dated 08.25.2010, Resoil-F brand resins are produced in accordance with TU 2221-669-55778270-2004, amend. No 1 on December 10, 2010
Отвердитель жидкий представляет собой жидкий или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101 до 122» или отвердители «КатоРИР». Отвердитель полимерный представляет собой жидкий или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101 до 122» или отвердители «КатоРИР».Liquid hardener is a GEOTERM-101 to 122 liquid or polymer hardener or KatoRIR hardeners. The polymer hardener is a GEOTERM-101 to 122 liquid or polymer hardener or KatoRIR hardeners.
В предлагаемом Способе полимерные смолы и полимерные отвердители в указанных количествах представлены в готовых полимерных композициях «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22, выпускаемые по ТУ 2257-075-26161597-2007.In the proposed Method, polymer resins and polymer hardeners in the indicated amounts are presented in the ready-made polymer compositions “GEOTERM” from 01 to 22, manufactured according to TU 2257-075-26161597-2007.
Готовые полимерные композиции «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22 представляют собой пористые или монолитные полимерные смолы, например, в качестве монолитной полимерной смолы используют, например, «ГЕОТЕРМ - 01» (от 01 до 022).Ready-made polymer compositions “GEOTERM” from 01 to 22 are porous or monolithic polymer resins, for example, as a monolithic polymer resin, for example, “GEOTERM-01” (from 01 to 022) are used.
Монолитная полимерная смола представляет собой полимерную смолу, в состав которой не входит порообразователь.A monolithic polymer resin is a polymer resin, which does not include a blowing agent.
В качестве пористой полимерной смолы используют полимерную смолу с порообразователем в заданных количествах или используют, готовые полимерные композиции, например, «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (от 01 до 011).As the porous polymer resin, a polymer resin with a pore former in predetermined quantities is used, or ready-made polymer compositions, for example, “GEOTERM-01 (H)” (from 01 to 011), are used.
В готовых полимерных композициях, например «ГЕОТЕРМ-08», «ГЕОТЕРМ-II», предусмотрен вариант, когда компоненты: смоли, отвердитель и порообразователь или смола и отвердитель смешивают на устье скважины, а взаимодействие этих компонентов осуществляют под воздействием температуры и времени протекания гелеобразования при условии четкого регламентирования пластовой температуры объекта воздействия и времени проведения РИР.In the finished polymer compositions, for example, “GEOTERM-08”, “GEOTERM-II”, an option is provided when the components: resins, hardener and pore former or resin and hardener are mixed at the wellhead, and the interaction of these components is carried out under the influence of temperature and gelation time subject to a clear regulation of the reservoir temperature of the target and the time of the RIR.
Использование монолитной композиции или полимерно-цементных растворов приводит к увеличению притока нефти за счет отсечения заколонного перетока и без этой добавки пластовая вода, которая имеет большую плотность, поступая в интервал перфорации снизу или сверху, препятствует поступлению более легкой нефти из продуктивного пласта.The use of a monolithic composition or polymer-cement mortars leads to an increase in oil flow due to cut-off of the annular flow and without this additive, produced water, which has a high density entering the perforation interval from below or from above, prevents the entry of lighter oil from the reservoir.
В качестве полимерного отвердителя используют жидкий отвердитель, например, щелочной раствор, кислотный раствор, порошкообразный отвердитель или используют составы полимерного отвердителя «ГЕОТЕРМ».As a polymer hardener, a liquid hardener is used, for example, an alkaline solution, an acid solution, a powder hardener, or the GEOTERM polymer hardener compositions are used.
В качестве жидкого отвердителя используют щелочные растворы, например, раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89.As a liquid hardener, alkaline solutions are used, for example, a solution of urotropine in formalin, manufactured according to TU 6-05-281-22-89.
В качестве порообразователя используют, например, углеаммонийную соль, карбонаты или бикарбонаты натрия, алюминевую или магневую пудру. Использование порообразователя создает пористую среду, которая обеспечивает в нефтяных пластах поступление нефти в скважину, а в водонасыщенных пластах пористая среда является экраном для создания полимерно-цементной пачки внутри пористой среды. Механизм образования этой пачки заключается в следующем: сначала создают пористый экран, затем в него закачивают цементный или цементо-полимерный раствор или монолитную композицию и в результате этого образуется твердый цеметно-полимерный камень в заданном участке скважины. Пористый экран выполняет роль обеспечения установки отсекающего моста в нужном месте.As the blowing agent, for example, carbon ammonium salt, sodium carbonates or bicarbonates, aluminum or magnesium powder are used. The use of a pore-forming agent creates a porous medium, which provides oil into the well in oil reservoirs, and in water-saturated reservoirs, the porous medium is a screen for creating a polymer-cement pack inside the porous medium. The mechanism of formation of this pack is as follows: first a porous screen is created, then a cement or cement-polymer mortar or a monolithic composition is pumped into it, and as a result, a solid cement-polymer stone is formed in a given section of the well. The porous screen plays the role of ensuring the installation of the cut-off bridge in the right place.
В качестве вязкоупругой пачки на углеводородной основе используют, например, Алдинол-10 + газоконденсат, нефть + эмультал. В качестве вязкоупругой пачки на водной основе используют, например, водный раствор полиакриламида (ПАА) или полиэтиленоксида (ПЭО) с добавками солей двух-трехвалентных металлов. Выбор вязкоупругой пачки на углеводородной или водной основе осуществляют, учитывая наличие заколонных перетоков и различий проницаемости водоносных и нефтяных пластов, а также в зависимости от расположения водяного пласта относительно нефтенасыщенного. По показаниям скважины используют вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе, этот компонент приводит к снижению проницаемости пласта заколонной циркуляции или подошвенных вод, за счет этого облегчается задача последующей установки отсекающей монолитной пачки, эта добавка улучшает установку монолитной пачки в заданном интервале перфорации, что обеспечивает не закупорку интервала продуктивного пласта.As a viscoelastic pack on a hydrocarbon basis, for example, Aldinol-10 + gas condensate, oil + emulsion are used. As a water-based viscoelastic pack, for example, an aqueous solution of polyacrylamide (PAA) or polyethylene oxide (PEO) with the addition of salts of divalent metals is used. The selection of a viscoelastic pack on a hydrocarbon or water basis is carried out, taking into account the presence of casing flows and differences in the permeability of aquifers and oil reservoirs, as well as depending on the location of the water reservoir relative to the oil-saturated one. According to the testimony of the well, a viscoelastic pack using a hydrocarbon or water base is used, this component reduces the permeability of the annular circulation or bottom water formation, this facilitates the task of installing a shut-off monolithic pack, this additive improves the installation of a monolithic pack in a given perforation interval, which ensures that blockage of the interval of the reservoir.
В качестве фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе используют, например 50% водный раствор торфяной вытяжки или 5-12% водный раствор каустической соды.As a phobizing water-based alkaline washing solution, for example, a 50% aqueous solution of peat extract or 5-12% aqueous solution of caustic soda is used.
В качестве фобизирующего доотмывающего кислотно-щелочного раствора используют, например 5-10%-ный раствор кремний органических жидкостей (ЭТС - 40, 32, 16, ЭТС-кондесата) в дизельном топливе, щелочной раствор торфяной вытяжки, содержащий гуминовые кислоты. Выбор фобизирующего доотмывающего раствора осуществляют, учитывая модификацию полимеров композиции. По показаниям скважины используют фобизирующий доотмывающий щелочной раствор на водной основе, который приводит к снижению поверхностного натяжения на границе нефть-вода и за счет этого приток нефти резко увеличивается, ограничивая приток воды.As a phobicizing washing-out acid-base solution, for example, a 5-10% solution of silicon organic liquids (ETS - 40, 32, 16, ETS-condensate) in diesel fuel, an alkaline solution of peat extract containing humic acids are used. The choice of the phobizing after-washing solution is carried out taking into account the modification of the polymer composition. According to the testimony of the well, a water-based phobicizing washing-out alkaline solution is used, which leads to a decrease in the surface tension at the oil-water interface and due to this, the oil inflow sharply increases, limiting the inflow of water.
В качестве цементного раствора используют, например, водный раствор цемента марки G плотностью 1,8 т/м3.As a cement mortar, for example, an aqueous solution of brand G cement with a density of 1.8 t / m 3 is used .
В качестве полимероцементной смеси используют полимерную смолу, отвердитель и сухой цемент в объемном соотношении 1:1:1, например, 33, 33%-смолы, например «ГЕОТЕРМ-006»+33, 33% сухого цемента марки G+33, 33% отвердителя, например «ГЕОТЕРМ-106». По показаниям скважины используют цементный раствор или полимероцементной смеси, который приводит к значительному сокращению сроков проведения РИР и за счет этого увеличиваются адгезионные свойства композиции.As a polymer-cement mixture, a polymer resin, hardener and dry cement are used in a volume ratio of 1: 1: 1, for example, 33, 33% resins, for example, “GEOTERM-006” +33, 33% of dry cement, grade G + 33, 33% hardener, for example "GEOTERM-106". According to the testimony of the well, a cement mortar or a polymer-cement mixture is used, which leads to a significant reduction in the time for conducting RIR and due to this, the adhesive properties of the composition increase.
За счет закачки первой оторочки изменяют смачиваемость поверхности породы, а именно, увеличивается гидрофобизация пласта, сокращается приток воды и увеличивается приток нефти.Due to the injection of the first rim, the wettability of the rock surface is changed, namely, the hydrophobization of the formation increases, the influx of water decreases and the influx of oil increases.
За счет закачки второй оторочки обеспечивают своевременное отверждение композиции.Due to the injection of the second rim provide timely curing of the composition.
Объемы закачки первой и второй оторочки, а также выбор и необходимость закачки компонентов, таких как вязкоупругой пачки на углеводородной или водной основе и/или полимерной композиции, фобизирующего доотмывающего раствора на водной основе или кислотно-щелочной основе и/или цементного раствора или полимерцементной смеси, зависят от следующих основных факторов:Injection volumes of the first and second rims, as well as the choice and necessity of injecting components, such as a viscoelastic pack of hydrocarbon or water based and / or polymer composition, a phobizing water-based washing solution or an acid-base base and / or cement mortar or polymer-cement mixture, depend on the following main factors:
- типа изолируемого коллектора (пористый, трещиновато-пористый, трещиноватый)- type of insulated reservoir (porous, fractured-porous, fractured)
- глубины залегания и пластовой температуры, при пластовой температуре +10-30°C применяется одна полимерная композиция, при пластовой температуре +25-40°C другая, при +35-50°C третья и так до +140-150°C применяются различные полимерные композиции как пористые, так и монолитные, закачиваемые в пласт перемешанные на поверхности или через разделительные жидкости, смола + отвердитель;- occurrence depth and formation temperature, at the reservoir temperature + 10-30 ° C one polymer composition is used, at the reservoir temperature + 25-40 ° C another, at + 35-50 ° C the third and so on up to + 140-150 ° C various polymer compositions, both porous and monolithic, injected into the formation mixed on the surface or through release fluids, resin + hardener;
- содержание нефти в пластовом флюиде,- oil content in the reservoir fluid,
выбранная полимерная композиции зависит не только от пластовой температуры, но и от совместимости полимерной композиции с нефтью и водойthe selected polymer composition depends not only on reservoir temperature, but also on the compatibility of the polymer composition with oil and water
- от вертикального строения газонефтяной залежи по разрезу,- from the vertical structure of the gas-oil deposit along the section,
- от положения водо-нефтяного контакта (ВНК) и газо-нефтяного контакта (ГНК);- from the position of the water-oil contact (WOC) and gas-oil contact (GOC);
в настоящий момент времени выделяется 7 зон газонефтяной залежи (снизу вверх). Водонасыщенная зона, переходная водо-нефтяная зона (которая подразделяется на две подзоны), зона предельного нефтенасыщения, переходная газо-нефтяная зона и зона предельного газонасыщения. В зависимости от того, в какой зоне расположен продуктивный пласт выбирают ту или иную полимерную композицию,At present, 7 zones of gas and oil deposits are allocated (from bottom to top). Water saturated zone, transitional water-oil zone (which is divided into two subzones), saturated oil saturation zone, transitional gas-oil zone and gas saturated zone. Depending on the zone in which the reservoir is located, one or another polymer composition is selected,
- проницаемость пласта,- permeability of the reservoir,
высоко, средне и низкопроницаемые. Проницаемость определяется результатами геофизических исследований скважин (ГИС) по коэффициенту αпс, но в основном промысловыми испытаниями по давлению и объему закачиваемой жидкости, реже результатами лабораторных исследований по керновому материалу, так как на слабосцентированных коллекторах выход керна незначительный и отбор его затруднен. В зависимости от проницаемости водонасыщенных и нефтенасыщенных зон пласта определяется состав вязкоупругой пачки,high, medium and low permeability. Permeability is determined by the results of geophysical surveys of wells (GIS) by the coefficient α ps , but mainly by field tests on the pressure and volume of the injected fluid, less often the results of laboratory studies on core material, since on poorly centered reservoirs the core yield is insignificant and its selection is difficult. Depending on the permeability of water-saturated and oil-saturated zones of the formation, the composition of the viscoelastic pack is determined,
- наличие заколонных перетоков или подошвенных вод, при наличии заколонных перетоков или подошвенных вод определяют необходимость закачки вязкоупругой пачки и состав закачиваемой полимерной композиции после нее;- the presence of annular flows or bottom water, in the presence of annular flows or bottom water determines the need for injection of a viscoelastic pack and the composition of the injected polymer composition after it;
- толщина интервала перфорации, толщиной интервала перфорации определяют первоначальный объем полимерной композиции, который будет уточняться по особенностям геологического строения объекта воздействия; при переводе скважин на другие эксплуатационные объекты, когда прежний эксплуатационный объект исчерпал свои запасы нефти;- the thickness of the perforation interval, the thickness of the perforation interval determine the initial volume of the polymer composition, which will be specified according to the peculiarities of the geological structure of the target; when transferring wells to other production facilities, when the previous production facility has exhausted its oil reserves;
- гранулометрический состав или модуль крупности. По нему определяется количество и состав порообразователя для получения пористой среды;- particle size distribution or particle size modulus. It determines the amount and composition of the blowing agent to obtain a porous medium;
- особенности геологического строения месторождения, пласта и собственно объекта воздействия определяют количество обработок, объемы и последовательность обработок сверху вниз или снизу вверх;- the features of the geological structure of the field, formation and the actual object of influence determine the number of treatments, volumes and sequence of treatments from top to bottom or from bottom to top;
- а также в обязательном порядке должны учитываться особенности принятой системы разработки, наличие применяемого подземного и наземного оборудования и ряд других условий, характерных для каждого месторождения в отдельности. Исходя из вышесказанного, способ предупреждения выноса песков и пропантов в ствол скважины применяется в промысловых условиях, как в полном объеме, так и в несколько сокращенном виде, а также предусматривается применение пакеров различного типа или струйных насосов для закачки реагентов и освоения скважин методом снижения уровня жидкости.- and also, the features of the adopted development system, the availability of the used underground and ground equipment, and a number of other conditions specific to each field separately must be taken into account. Based on the foregoing, the method of preventing the removal of sands and proppants into the wellbore is used in field conditions, both in full and in a somewhat reduced form, and it also provides for the use of various packers or jet pumps for reagent injection and well development by lowering the fluid level .
Способ повышения продуктивности скважин осуществляют следующим образом.A method of increasing well productivity is as follows.
В скважину, имеющую пластовую температуру от +10°C до +150°C, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации, последовательно закачивают первую и вторую оторочку через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, а затем продавливают их в интервал перфорации. Сначала закачивают первую оторочку полимерную смолу в виде формальдегидной смолы, например, смолу ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, или смолы «ГЕОТЕРМ», или «Резоил-К», или «Резоил-Ф», в расчетном количестве.In the well, having a reservoir temperature from + 10 ° C to + 150 ° C, through a tubing or flexible pipe, additionally equipped with a different type of packer or a jet pump, lowered into the reservoir area or above the perforation interval, the first and second rims are sequentially pumped through the separation liquid hydrocarbon or water-based, and then push them into the interval of perforation. First, the first rim is pumped into a polymer resin in the form of a formaldehyde resin, for example, FRF-50R or FRF-50RM resin, or GEOTERM, or Rezoyl-K, or Rezoyl-F resin, in the calculated amount.
По показаниям скважины в первую оторочку дополнительно вводят порообразователь, например, карбонат или бикарбонат натрия, в количестве от 0,1 до 15% от объема первой оторочки.According to the testimony of the well, a pore former, for example, sodium carbonate or sodium bicarbonate, is additionally introduced into the first rim in an amount of 0.1 to 15% of the volume of the first rim.
За первой оторочкой закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.Behind the first rim, a hydrocarbon or water-based separation liquid is pumped, for example, NGL, or gasoline, or acetone, or a solvent, or substandard gasoline, in an amount of 0.1 to 50% of the volume of the first rim.
После чего закачивают вторую оторочку - полимерный отвердитель жидкий или порошкообразный, например, щелочной раствор отвердителя, или полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ - 101» до «ГЕОТЕРМ - 122», «КатоРИР» в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки. Расчетное количество первой оторочки определяют в зависимости от эффективной толщины продуктивного пласта, геологического строения и расчлененности пласта, а также от особенностей системы разработки продуктивного пласта в скважине.Then a second rim is injected - a liquid or powder polymer hardener, for example, an alkaline hardener solution, or a GEOTERM-101 polymer hardener to GEOTERM-122, KatoRIR in an amount of 10 to 150% of the volume of the first rim. The estimated amount of the first rim is determined depending on the effective thickness of the reservoir, geological structure and stratification of the reservoir, as well as on the features of the development system of the reservoir in the well.
Закрывают затрубное пространство и продавливают оторочки в продуктивный пласт, при этом последнюю закачку оторочки, например, разделительной жидкости на углеводородной или водной основе доводят до нижних отверстий интервала перфорации либо с перепродавкой в заколонное пространство в объеме равном радиусу депрессионной воронки.The annulus is closed and the rims are pressed into the reservoir, while the last injection of the rim, for example, a hydrocarbon-based or water-based release fluid, is brought to the lower holes of the perforation interval or re-sold into the annulus in an amount equal to the radius of the depression funnel.
Осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The well is kept at rest - the well is left to undergo a polycondensation reaction in the formation.
По показаниям скважины далее в пласт дополнительно через 12-24 часа или после освоения скважины в пласт дополнительно закачивают компонент, содержащий фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе в количестве от 30 до 400% от первой оторочки, или цементный раствор или полимерцементную смесью в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, или фобизирующий доотмывающий раствор на водной основе или кислотно-щелочной основе и цементный раствор в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки, или фобизирующий доотмывающий раствор Но, водной основе или кислотно-щелочной основе и полимерцементную смесь в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки. За каждым компонентом закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.According to the testimony of the well, an additional component is injected into the formation after 12-24 hours or after completion of the well, containing a water-based phobizing and washing solution or an acid-base base in an amount of 30 to 400% of the first rim, or a cement mortar or polymer-cement a mixture in an amount of from 30 to 400% of the volume of the first rim, or a water-based or acid-base based phobicizing washing solution and cement mortar in a volume ratio of 1: 1 and in an amount of 30 to 400% of the volume of per oh rim or fobiziruyuschy dootmyvayuschy solution But water-based alkaline or acid based and polymer-cement mixture in a volume ratio of 1: 1 and in an amount of from 30 to 400% by volume of the first rim. For each component, a hydrocarbon or water-based separation liquid is pumped, for example, NGL, or gasoline, or acetone, or a solvent, or substandard gasoline, in an amount of from 0.1 to 50% of the volume of the first rim.
Осуществляют выдержку скважины в покое в течение 2-7 часов, в зависимости от состава фобизирующей пачки и скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию. Или по показаниям скважины дополнительно в пласт закачивают компонент, содержащий вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки или монолитной или пористой полимерной смолы в количестве от 70% до 250% от объема первой оторочки, затем последовательно закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе или компонент, содержащий вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе и монолитную или пористую полимерную смолу в объемном соотношении 1:1 и в количестве от 70 до 1000% от объема первой оторочки, затем последовательно закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе. За каждым компонентом закачивают разделительную жидкость на углеводородной или водной основе, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки.The well is kept at rest for 2-7 hours, depending on the composition of the phobizing pack and the well is transferred to the mode of hydrocarbon inflow, that is, it is developed, washed and put into operation. Or, according to the testimony of the well, an additional component is injected into the reservoir containing a viscoelastic pack on a hydrocarbon or water basis in an amount of 70% to 1000% of the volume of the first rim or a monolithic or porous polymer resin in an amount of 70% to 250% of the volume of the first rim, then sequentially pumping a hydrocarbon or water based separation liquid or a component containing a viscoelastic pack of a hydrocarbon or water based and a monolithic or porous polymer resin in a volume ratio of 1: 1 and in quantity from 70 to 1000% of the volume of the first rim, then a sequentially pumped separation liquid on a hydrocarbon or water basis. For each component, a hydrocarbon or water-based separation liquid is pumped, for example, NGL, or gasoline, or acetone, or a solvent, or substandard gasoline, in an amount of from 0.1 to 50% of the volume of the first rim.
Закрывают затрубное пространство и продавливают в продуктивный пласт, при этом последнюю разделительную жидкость на углеводородной или водной основе доводят до нижних отверстий интервала перфорации.The annulus is closed and pushed into the reservoir, with the last hydrocarbon or water-based release fluid being brought to the lower holes of the perforation interval.
Осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в пласте, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.The well is kept at rest - the well is left to undergo a polycondensation reaction in the formation, then the well is transferred to the hydrocarbon inflow mode, that is, it is developed, washed and put into operation.
Закачанные оторочки и дополнительные компоненты в продуктивном пласте скважины при взаимодействии между собой и под воздействием пластовой температуры образуют монолитную или пористую (в зависимости от поставленной задачи) твердую, янтаревидную массу, которая обеспечивает свободное поступление нефти в ствол скважины.The injected rims and additional components in the productive formation of the well, when interacting with each other and under the influence of the reservoir temperature, form a monolithic or porous (depending on the task) solid, amber-like mass, which ensures the free flow of oil into the wellbore.
При последовательной закачке оторочек в скважине происходит первоначально: ограничение заколонной циркуляции пластовой, подошвенной или нагнетаемой воды, предупреждение выноса песков или проппантов в ствол скважины, увеличение дебита нефти закачкой фобизирующего раствора или наоборот проводят ликвидация интервала перфорации, заколонной циркуляции, подошвенных либо вышезалегающих вод или негерметичности эксплуатационной колонны закачкой цементного или полимероцементного раствора. При увеличении содержания пластовой воды в продукции скважины, выноса пропанта и т.п.работы по последовательной закачке заявленных компонентов повторяют многократно.With sequential injection of rims in the well, the initial process occurs: restriction of the annular circulation of formation, bottom or injected water, prevention of the transfer of sands or proppants to the wellbore, increase of oil production by injection of the phobizing solution, or vice versa, elimination of the interval of perforation, annular circulation, planted or overlying water or leaks production casing by injection of cement or polymer-cement mortar. With an increase in the content of produced water in the production of a well, removal of proppant, etc., the work on sequential injection of the claimed components is repeated many times.
И что важно при этом, в отличие от известных способов, не происходит уменьшения эффективной толщины пласта.And what is important in this case, in contrast to the known methods, there is no decrease in the effective thickness of the formation.
Осуществляя контроль за выносом песка и пропанта в ствол скважины, за заколонной циркуляцией и негерметичностью эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины, определяя содержание песка и пропанта в стволе скважины, содержание пластовой воды в продукции скважины, определяют необходимость и периодичность последовательной закачки заявленных оторочек, а также и компонентов.By monitoring the removal of sand and proppant into the wellbore, by the annular circulation and leakage of the production string of the oil and gas well, determining the content of sand and proppant in the wellbore, the content of produced water in the production of the well, determine the need and frequency of sequential injection of the claimed rims, as well as components .
Предлагаемый Способ испытывали в промысловых условиях (на скважинах РФ, в том числе и на скважинах Тюменской области):The proposed Method was tested in the field (at the wells of the Russian Federation, including the wells of the Tyumen region):
Пример №1Example No. 1
На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 620-640 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:At the well, which revealed a weakly cemented reservoir in the range of 620-640 m, work was carried out to prevent the removal of sand into the wellbore. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+24°C. Дебит жидкости Qж=30 м3/сут.The reservoir temperature t PL = + 24 ° C. The flow rate of fluid Q W = 30 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=1,4 т/сут.The oil production rate Q n = 1.4 t / day.
Межремонтный период работы скважины (МРП)=5 сут;Overhaul period of the well (MP) = 5 days;
Количество взвешенных частиц (КВЧ)=700 млг/л;The amount of suspended particles (EHF) = 700 mlg / l;
Внизу интервала перфорации наблюдается заколонный перток.At the bottom of the perforation interval, an annular percolation is observed.
Приемистость = 700 м3/сут, при давлении Р=50 атм.Pickup = 700 m 3 / day, at a pressure of P = 50 atm.
Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше верхних отверстий интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through tubing, lowered to 20 m, and a packer installed 40 m above the upper holes of the perforation interval, the components were pumped in the following volumes and sequence:
- вязкоупругая пачка на основе «Синол-М» и газоконденсата - 4,8 м3 (600% от объема первой оторочки);- viscoelastic pack based on Sinol-M and gas condensate - 4.8 m 3 (600% of the volume of the first rim);
- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01» - 0,8 м3;- monolithic polymer composition "GEOTERM-01" - 0.8 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки);- gasoline - 0.2 m 3 (25% of the volume of the first rim);
- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (через газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки) - 2 м3 (1 м3 смолы - 100% от объема первой оторочки и 1 м3 отвердителя - 100% от объема первой оторочки);- polymer composition "GEOTERM-01 (H)" (through gasoline - 0.2 m 3 (20% of the volume of the first rim) - 2 m 3 (1 m 3 of resin - 100% of the volume of the first rim and 1 m 3 of hardener - 100% of the volume of the first rim);
- газолин - 0,4 м3 (40% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.4 m 3 (40% of the volume of the first rim).
Композицию закачали в продуктивный пласт при начальном давлении Рн=0 атм., конечное давление Рк=10 атм. Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 0 atm., The final pressure of P to = 10 atm. The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину освоили и она имела следующие параматры:After 24 hours, the well was mastered and it had the following parameters:
Qж=28 м3/сут;Q w = 28 m 3 / day;
Qн=3,0 т/сут;Q n = 3.0 t / day;
КВЧ=150 млг/л;EHF = 150 ml / l;
С целью увеличения дебита нефти в продуктивный пласт было закачено 3 м3 (375% от объема первой оторочки) фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе. Через 7 часов скважину освоили, промыли до забоя и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:In order to increase the oil production rate, 3 m 3 (375% of the volume of the first rim) of an aqueous-based phobizing after-washing alkaline solution was pumped into the reservoir. After 7 hours, the well was mastered, washed to the bottom and put into operation with the following parameters:
Qж=24 м3/сут;Q w = 24 m 3 / day;
Qн=7,8 т/сут;Q n = 7.8 t / day;
КВЧ=100 млг/л;EHF = 100 ml / l;
МРП=68 сут.MRI = 68 days.
Пример №2Example No. 2
На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 660-680 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:At the well, which revealed a weakly cemented reservoir in the range of 660-680 m, work was carried out to prevent sand from entering the wellbore. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Qж=25 м3/сут; Qн=0,7 т/сут;Q w = 25 m 3 / day; Q n = 0.7 t / day;
КВЧ=650 млг/л;EHF = 650 ml / l;
МРП=15 сут.MRI = 15 days.
Незначительный переток вниз интервала перфорации. Приемистость 450 м3/сут, при Р=10 атм.Slight overflow down the perforation interval. Pickup 450 m 3 / day, at P = 10 atm.
Закачка компонентов проводилась через струйный насос, спущенный на 30 м выше верхних отверстий интервала перфорации, в следующей последовательности:The components were injected through a jet pump, lowered 30 m above the upper holes of the perforation interval, in the following sequence:
- вязкоупругая пачка на нефтяной основе - 1,4 м3 (140% от объема первой оторочки);- a viscoelastic pack on an oil basis - 1.4 m 3 (140% of the volume of the first rim);
- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01» - 0,8 м3 (80% от объема первой оторочки);- monolithic polymer composition "GEOTERM-01" - 0.8 m 3 (80% of the volume of the first rim);
- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01(Н)» (через растворитель - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки) - 2,5 м3 (1 м3 смолы - 100% - объем первой оторочки и 1,5 м3 отвердителя - 150% - от объема первой оторочки);- polymer composition "GEOTERM-01 (H)" (through a solvent - 0.2 m 3 (25% of the volume of the first rim) - 2.5 m 3 (1 m 3 of resin - 100% - the volume of the first rim and 1.5 m 3 hardener - 150% - of the volume of the first rim);
- растворитель - 0,4 м3 (40% от объема первой оторочки);- solvent - 0.4 m 3 (40% of the volume of the first rim);
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=10 атм., конечное давление Рк=17 атм.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 10 atm., The final pressure of P to = 17 atm.
Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину освоили при помощи струйного насоса. Скважина имела следующие параметры:After 24 hours, the well was mastered using a jet pump. The well had the following parameters:
Qж=23 м3/сут;Q w = 23 m 3 / day;
Qн=2 т/сут;Q n = 2 t / day;
КВЧ=120 млг/л;EHF = 120 ml / l;
С целью увеличения притока нефти увеличения дебита нефти в продуктивный пласт было закачено 3 м3 (300% от объема первой оторочки) фобизирующего доотмывающего щелочного раствора на водной основе. Через 7 часов скважину освоили с помощью струйного насоса, промыли до забоя и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:In order to increase the influx of oil, to increase the oil production rate, 3 m 3 (300% of the volume of the first rim) of an aqueous-based phobizing, washing-out alkaline solution was injected into the reservoir. After 7 hours, the well was mastered using a jet pump, washed to the bottom and put into operation with the following parameters:
Qж=22 м3/cyт; Qн=6 т/сут;Q W = 22 m 3 / cyt; Q n = 6 t / day;
КВЧ=90 млг/л;EHF = 90 ml / l;
МРП=75 сут.MRI = 75 days.
Пример №3Example No. 3
На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 1841-1856 м, были проведены работы по предупреждению выноса песка в ствол скважины. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:At the well, which revealed a poorly cemented reservoir in the interval 1841-1856 m, work was carried out to prevent the removal of sand into the wellbore. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+55°C. Дебит жидкости Qж=70 м3/сут. Дебит нефти Qн=15 т/сут.The reservoir temperature t PL = + 55 ° C. The flow rate of fluid Q W = 70 m 3 / day. The oil production rate Q n = 15 t / day.
Межремонтный период работы скважины (МРП)=23 дня.Overhaul period of the well (MP) = 23 days.
Количество взвешенных частиц (КВЧ)=350 млг/л.The amount of suspended particles (EHF) = 350 mlg / l.
Приемистость = 380 м3/сут, при давлении Р=20 атм.Pickup = 380 m 3 / day, at a pressure of P = 20 atm.
Геологическое строение продуктивного пласта не позволило применить монолитную пачку в применяемом способе и РИР проводились по следующей схеме:The geological structure of the reservoir did not allow the use of a monolithic pack in the applied method and RIR was carried out according to the following scheme:
- вязкоупругая пачка на нефтяной основе с применением эмульгатора - 8 м3 (1000% от объема первой оторочки);- a viscoelastic pack on an oil basis with the use of an emulsifier - 8 m 3 (1000% of the volume of the first rim);
- ацетон - 0,32 м3 (40% от объема первой оторочки);- acetone - 0.32 m 3 (40% of the volume of the first rim);
- раздельная закачка смолы ФРФ-50РМ - 0,8 м3 (100% объем первой оторочки) с порообразователем (15% от объема первой оторочки) и 1,2 м3 - (150% от объема первой оторочки) раствора уротропина в формалине;- separate injection of resin FRF-50RM - 0.8 m 3 (100% of the volume of the first rim) with a pore former (15% of the volume of the first rim) and 1.2 m 3 - (150% of the volume of the first rim) of a solution of urotropine in formalin;
Техническая вода 2,4 м3 (300% от объема первой оторочки).Industrial water 2.4 m 3 (300% of the volume of the first rim).
Композицию продавили в пласт при начальном давлении Рн=20 атм., конечное давление Рк=40 атм.The composition was pushed into the reservoir at an initial pressure of P n = 20 atm., The final pressure of P to = 40 atm.
Через 24 часа скважину освоили, промыли и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:After 24 hours, the well was mastered, washed and put into operation with the following parameters:
Qж=55 м3/сут;Q w = 55 m 3 / day;
Qн=28 т/сут;Q n = 28 t / day;
КВЧ=95 млг/л.EHF = 95 ml / l.
Параметры работы скважины соответствуют запланированному эффекту. В связи с этим отказались от закачки компонента, содержащего фобизирующий доотмывающий раствор. Первоначальный, МРП составил 180 суток. После удаления песчаной пробки, параметры по содержанию песка в продукции скважины соответствовали запланированным в течение 3 лет.Well operation parameters correspond to the planned effect. In this regard, they refused to pump a component containing a phobizing after-washing solution. Initial MCI was 180 days. After removing the sand plug, the parameters for the sand content in the well production were in line with the plans for 3 years.
Пример №4Example No. 4
На скважине в интервале 772-778 м обнаружена негерметичность эксплуатационной колонны, были проведены работы по ликвидации негерметичности э/к. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:In the well in the interval 772-778 m, leakage of the production string was detected, work was carried out to eliminate the leakage of electric power. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+25°C. Тип коллектора пористый.The reservoir temperature t PL = + 25 ° C. The type of collector is porous.
Приемистость - 575 м3/сут, при Р=100 атм.Pickup - 575 m 3 / day, at P = 100 atm.
Ниже интервала негерметичности на глубине 780 м установили цементный мост.A cement bridge was installed below the leakage interval at a depth of 780 m.
Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала негерметичности, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through tubing run down 20 m and a packer installed 40 m above the leakage interval, components were pumped in the following volumes and sequence:
- вязкоупругая пачка на основе «Синол-М» - 4,8 м3 (480% от объема первой оторочки);- viscoelastic pack based on "Sinol-M" - 4.8 m 3 (480% of the volume of the first rim);
- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-07» (через газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки) - 1.0 м3;- a porous polymer composition "GEOTERM-07" (through gasoline - 0.2 m 3 (20% of the volume of the first rim) - 1.0 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (20% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.2 m 3 (20% of the volume of the first rim).
- отвердитель полимерный кислотный 0.8 м3 (80% от объема первой оторочки).- hardener polymer acid 0.8 m 3 (80% of the volume of the first rim).
Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:The well was shut under injection pressure to undergo a polycondensation reaction in the formation. After 12 hours, the following composition was pumped into the leakage interval:
- монолитная полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-06» - 0,8 м3 (80% от объема первой оторочки);- a monolithic polymer composition "GEOTERM-06" - 0.8 m 3 (80% of the volume of the first rim);
- газолин - 0,4 м3; (50% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.4 m 3 ; (50% of the volume of the first rim).
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=80 атм., конечное давление Рк=120 атм.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 80 atm., The final pressure of P to = 120 atm.
Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину скважину спрессовали, давлением тех. воды на 100 атм.After 24 hours, the well was compressed, the pressure of those. water per 100 atm.
Падения давления не наблюдается.No pressure drop is observed.
Разбурили полимерный мост до глубины 780 м. Спрессовали интервал негерметичности методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. Эксплуатационная колонна (далее по тексту - «э/к») герметична.We drilled a polymer bridge to a depth of 780 m. We compressed the leakage interval by reducing the liquid level in the wellbore. The production string (hereinafter referred to as “e / c”) is sealed.
Пример №5Example No. 5
На скважине в интервале 1555-1560 м обнаружена негерметичность э/к, были проведены работы по ликвидации негерметичности э/к. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:On the well in the interval 1555-1560 m, electrical leakage was detected, work was carried out to eliminate the electrical leakage. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+45°C.The reservoir temperature t PL = + 45 ° C.
Тип коллектора пористый.The type of collector is porous.
Приемистость - 700 м3/сут, при Р=100 атм.Pickup - 700 m 3 / day, at P = 100 atm.
Ниже интервала негеметичности на глубине 1575 м установили цементный мост.A cement bridge was installed below the non-hemetic interval at a depth of 1575 m.
Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала негеметичности, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through tubing run down 20 m and a packer installed 40 m above the non-hemetic interval, components were pumped in the following volumes and sequence:
- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01 (Н)» (через газолин - 0,2 м3 (12,5%oт объема первой оторочки) - 1,6 м3;- porous polymer composition "GEOTERM-01 (H)" (through gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim) - 1.6 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim).
Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 24 часа в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:The well was shut under injection pressure to undergo a polycondensation reaction in the formation. After 24 hours, the following volume of composition was pumped into the leakage interval:
- монолитная полимерная композиция «Геотерм-022» - 1,0 м3 (62,5% от объема первой оторочки);- monolithic polymer composition "Geotherm-022" - 1.0 m 3 (62.5% of the volume of the first rim);
- газолин - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.4 m 3 (25% of the volume of the first rim).
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=90 атм., конечное давление Рк=110 атм. Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 90 atm., The final pressure of P to = 110 atm. The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину спрессовали, давлением тех. воды на 100 атм.After 24 hours, the well was compressed, the pressure of those. water per 100 atm.
Падения давления не наблюдается.No pressure drop is observed.
Разбурили полимерный мост до глубины 1575 м. Спрессовали интервал негерметичности методом снижения уровня жидкости в стволе скважины. Э/к герметична.We drilled a polymer bridge to a depth of 1575 m. We compressed the leakage interval by lowering the liquid level in the wellbore. E / k is tight.
Пример №Example No.
На скважине ниже интервала перфорации 770-780 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:In the well below the perforation interval of 770–780 m, ZKZ was detected, and work was done to limit the ZKZ. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+27°C.Reservoir temperature t pl = + 27 ° C.
Дебит жидкости Qж=31 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 31 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=1,5 т/сут.The oil production rate Q n = 1.5 t / day.
Тип коллектора пористый.The type of collector is porous.
Приемистость - 475 м3/сут, при Р=100 атм.Pickup - 475 m 3 / day, at P = 100 atm.
Через насосно-компрессорные трубы (НКТ) спущенные на 20 м и пакер установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through the tubing pipes run down 20 m and the packer installed 40 m above the perforation interval, the components were pumped in the following volumes and sequence:
- вязкоупругая пачка на основе «Алдинол-10» - 4 м3 (500% от объема первой оторочки);- viscoelastic pack based on "Aldinol-10" - 4 m 3 (500% of the volume of the first rim);
- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-011» (через газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки) - 0,8 м3;- polymer composition "GEOTERM-011" (through gasoline - 0.2 m 3 (25% of the volume of the first rim) - 0.8 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (25% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.2 m 3 (25% of the volume of the first rim).
Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:The well was shut under injection pressure to undergo a polycondensation reaction in the formation. After 12 hours, the following composition was pumped into the leakage interval:
- полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-06» - 0,8 м3 (100% от объема первой оторочки;- polymer composition "GEOTERM-06" - 0.8 m 3 (100% of the volume of the first rim;
- газолин - 0,4 м4 (50% от объема первой оторочки);- gasoline - 0.4 m 4 (50% of the volume of the first rim);
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=90 атм., конечное давление Рк=110 атм из расчета продавки композиции до нижних отверстий интервала перфорации (интервал перфорации оставили чистым). Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 90 atm., The final pressure of P k = 110 atm based on the squeeze of the composition to the lower holes of the perforation interval (the perforation interval was left clean). The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину освоили и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:After 24 hours, the well was mastered and put into operation with the following parameters:
Дебит жидкости Qж=25 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 25 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=6,5 т/сут.The oil production rate Q n = 6.5 t / day.
Пример №7Example No. 7
На скважине ниже интервала перфорации 1960-1971 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:In the well below the perforation interval of 1960-1971 m, ZKZ was detected, work was done to limit the ZKZ. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+31°C.Reservoir temperature t pl = + 31 ° C.
Дебит жидкости Qж=72 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 72 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=8,7 т/сут.The oil production rate Q n = 8.7 t / day.
Тип коллектора трещиновато-пористый.The type of reservoir is fractured-porous.
Приемистость - 520 м3/сут, при Р=100 атм.Pickup - 520 m 3 / day, at P = 100 atm.
Через НКТ, спущенные на 20 м, и струйный насос, установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through tubing run down 20 m and a jet pump installed 40 m above the perforation interval, components were pumped in the following volumes and sequence:
- вязкоупругая пачка на основе «Алдинол-10» -4 м3 (250% от объема первой оторочки);- viscoelastic pack based on "Aldinol-10" -4 m 3 (250% of the volume of the first rim);
- пористая полимерная композиция «ГЕОТЕРМ-01 (Н)» (через газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки) - 1,6 м3;- porous polymer composition "GEOTERM-01 (H)" (through gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim) - 1.6 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim).
Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:The well was shut under injection pressure to undergo a polycondensation reaction in the formation. After 12 hours, the following composition was pumped into the leakage interval:
- пресная вода - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки);- fresh water - 0.4 m 3 (25% of the volume of the first rim);
- цементно-полимерный раствор (удельного веса-1,5 т/м3) (сухого цемента, полимерной смолы «ГЕОТЕРМ-006» и отвердителя «ГЕОТЕРМ-106» в объемном соотношении 1:1) - 1,6 м3 (100% от объема первой оторочки);- cement-polymer mortar (specific gravity-1.5 t / m 3 ) (dry cement, polymer resin "GEOTERM-006" and hardener "GEOTERM-106" in a volume ratio of 1: 1) - 1.6 m 3 (100 % of the volume of the first rim);
- пресная вода - 0,4 м4 (25% от объема первой оторочки).- fresh water - 0.4 m 4 (25% of the volume of the first rim).
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=100 атм, конечное давление Рк=130 атм из расчета продавки композиции до нижних отверстий интервала перфорации (интервал перфорации оставили чистым). Скважину закрыли для прохождения реакции поликонденсации в пласте.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure of P n = 100 atm, the final pressure of P k = 130 atm, based on the calculation of the pressure of the composition to the lower holes of the perforation interval (the perforation interval was left clean). The well was closed to undergo a polycondensation reaction in the formation.
Через 24 часа скважину освоили с помощь струйного насоса и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:After 24 hours, the well was mastered using a jet pump and put into operation with the following parameters:
Дебит жидкости Qж=58 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 58 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=15 т/сут.The oil production rate Q n = 15 t / day.
Пример №8Example No. 8
На скважине ниже интервала перфорации 2550-2578 м обнаружена ЗКЦ, были проведены работы по ограничению ЗКЦ. До проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) скважина имела следующие параметры:In the well below the perforation interval of 2550-2578 m, ZKZ was detected, work was done to limit the ZKZ. Before the repair and insulation works (RIR), the well had the following parameters:
Пластовая температура tпл=+75°C.The reservoir temperature t PL = + 75 ° C.
Дебит жидкости Qж=88 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 88 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=7, т/сут.The oil production rate Q n = 7, t / day.
Тип коллектора пористый.The type of collector is porous.
Приемистость - 720 м3/сут, при Р=100 атм.Pickup - 720 m 3 / day, at P = 100 atm.
Через НКТ, спущенные на 20 м, и пакер, установленный на 40 м выше интервала перфорации, были закачаны компоненты в следующих объемах и последовательности:Through tubing run down 20 m and a packer installed 40 m above the perforation interval, components were pumped in the following volumes and sequence:
- вязкоупругая пачка (вязкоупругая смесь - ВУС) на основе «Алдинол-10» - 4 м3 (250% от объема первой оторочки);- viscoelastic pack (viscoelastic mixture - WCS) based on Aldinol-10 - 4 m 3 (250% of the volume of the first rim);
- полимерная композиция «ФРФ-50РМ» (через газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки) - 1,6 м3;- polymer composition "FRF-50RM" (through gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim) - 1.6 m 3 ;
- газолин - 0,2 м3 (12,5% от объема первой оторочки).- gasoline - 0.2 m 3 (12.5% of the volume of the first rim).
Скважину закрыли под давлением закачки для прохождения реакции поликонденсации в пласте. Через 12 часов в интервал негерметичности был закачен следующий объем композиции:The well was shut under injection pressure to undergo a polycondensation reaction in the formation. After 12 hours, the following composition was pumped into the leakage interval:
- пресная вода - 0,4 м3 (25% от объема первой оторочки);- fresh water - 0.4 m 3 (25% of the volume of the first rim);
- цементный раствор (удельного веса-1,8 т/м3) - 3,5 м3 (220% от объема первой оторочки);- cement mortar (specific gravity-1.8 t / m 3 ) - 3.5 m 3 (220% of the volume of the first rim);
- пресная вода - 0,4 м3 (12,5% от объема первой оторочки).- fresh water - 0.4 m 3 (12.5% of the volume of the first rim).
Композицию закачали в пласт при начальном давлении Рн=100 атм, конечное давление Рк=150 атм. Скважину закрыли на ОЗС.The composition was pumped into the reservoir at an initial pressure P n = 100 atm, the final pressure P k = 150 atm. The well was closed at the OZS.
Через 24 часа цементный мост разбурили провели повторную перфорацию, скважину освоили и запустили в эксплуатацию со следующими параметрами:After 24 hours, the cement bridge was drilled, re-perforated, the well mastered and put into operation with the following parameters:
Дебит жидкости Qж=71 м3/сут.The flow rate of fluid Q W = 71 m 3 / day.
Дебит нефти Qн=18 т/сут.The oil production rate Q n = 18 t / day.
Примеры испытаний с 9 по 36 приведены в таблице.Test examples 9 to 36 are shown in the table.
Предлагаемое техническое решение позволяет повысить продуктивность пласта и, соответственно, нефтеотдачу, обеспечивая снижение или предупреждение выноса песков и пропантов в ствол скважины, снижение или ограничение заколонной циркуляции, а также обеспечивая ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны, кроме этого заявленный Способ дополнительно используют и при ликвидации поглощения бурового раствора при бурении разведочно-эксплуатационных скважин.The proposed technical solution allows to increase the productivity of the formation and, accordingly, oil recovery, providing a reduction or prevention of the removal of sands and proppants to the wellbore, reduction or limitation of annular circulation, as well as ensuring the elimination of leaks in the production string, in addition, the claimed Method is also used to eliminate the absorption of drilling solution while drilling exploratory wells.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111017/03A RU2492317C1 (en) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Method to increase well productivity |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111017/03A RU2492317C1 (en) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Method to increase well productivity |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2492317C1 true RU2492317C1 (en) | 2013-09-10 |
Family
ID=49164929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012111017/03A RU2492317C1 (en) | 2012-03-22 | 2012-03-22 | Method to increase well productivity |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2492317C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
| RU2619778C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs |
| RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3421584A (en) * | 1967-03-23 | 1969-01-14 | Dow Chemical Co | Grouting,plugging,and consolidating method |
| US6189615B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| RU2237797C1 (en) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating water influx areas in a well |
| RU2288250C1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский институт полимерных материалов" | Light polymer backfill compound for oil and gas wells |
| RU2326229C1 (en) * | 2006-11-29 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water isolation in bottom-hole zone of exploitation well |
| RU2010111990A (en) * | 2010-03-29 | 2011-10-10 | Ильшат Маратович Насибулин (RU) | METHOD OF INSULATION AND LIMITATION OF WATER SUPPLY IN WELLS |
-
2012
- 2012-03-22 RU RU2012111017/03A patent/RU2492317C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3421584A (en) * | 1967-03-23 | 1969-01-14 | Dow Chemical Co | Grouting,plugging,and consolidating method |
| US6189615B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| RU2237797C1 (en) * | 2003-01-20 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for isolating water influx areas in a well |
| RU2288250C1 (en) * | 2005-05-20 | 2006-11-27 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский институт полимерных материалов" | Light polymer backfill compound for oil and gas wells |
| RU2326229C1 (en) * | 2006-11-29 | 2008-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water isolation in bottom-hole zone of exploitation well |
| RU2010111990A (en) * | 2010-03-29 | 2011-10-10 | Ильшат Маратович Насибулин (RU) | METHOD OF INSULATION AND LIMITATION OF WATER SUPPLY IN WELLS |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
| RU2619778C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs |
| RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3297086A (en) | Sand consolidation method | |
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2012135549A (en) | SYSTEMS AND METHOD FOR OIL AND / OR GAS PRODUCTION | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| US3476189A (en) | Method for consolidating a permeable mass | |
| CN104592965A (en) | Double-coating gel-coated sand-preventing particle and preparation method thereof | |
| RU2690979C2 (en) | Molded pressed granules for slow release of borehole treatment agents into well and methods of their application | |
| US11802235B2 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| RU2492317C1 (en) | Method to increase well productivity | |
| CN106761548B (en) | A method of sealing agent injection thick oil pay being blocked into strong washing item using pressure break | |
| US9334717B2 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
| US3718189A (en) | Consolidation of incompetent formations | |
| RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
| US9840656B2 (en) | Latent curing agent compatible with low pH frac fluids | |
| RU2542000C1 (en) | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) | |
| RU2418157C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| CA3116538C (en) | Treatment fluids for demulsifying production fluids | |
| US3305017A (en) | Consolidation of incompetent earth formations | |
| RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells | |
| RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| 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: 20200323 |