RU2496970C1 - Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах - Google Patents
Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2496970C1 RU2496970C1 RU2012116087/03A RU2012116087A RU2496970C1 RU 2496970 C1 RU2496970 C1 RU 2496970C1 RU 2012116087/03 A RU2012116087/03 A RU 2012116087/03A RU 2012116087 A RU2012116087 A RU 2012116087A RU 2496970 C1 RU2496970 C1 RU 2496970C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polyacrylamide
- pumped
- proppant
- formation
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы. В способе водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающем последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время отверждения закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала, согласно изобретению в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20-40 меш с покрытием из кремнийорганического соединения концентрацией 50-200 кг/м3, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав. Технический результат - создание водоизоляционного экрана повышенной прочности, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, снижение обводненности продукции на 30-70% и увеличение межремонтного периода скважины в 1,2-1,5 раза. 1 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих обводненные трещиноватые коллекторы.
Известен способ изоляции вод в трещиноватых пластах (патент RU №2112875, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/13, опубл. 10.06.1998 г.), используемый при изоляции вод в трещиноватых пластах. Способ включает последовательную закачку в обводненный пласт изоляционного материала и суспензии резиновой крошки с размером частиц 0,1-3,5 мм в жидкости.
Недостатком данного способа является то, что при закачке в обводненный пласт суспензия резиновой крошки в жидкости оттесняет закачанный ранее изоляционный материал. Полученный в результате в пласте изоляционный экран состоит из двух независимых частей - изоляционного материала и закачанной после суспензии резиновой крошки в жидкости. Если бы резиновая крошка в пласте была совмещена с изоляционным материалом, то получаемый в пласте изоляционный экран, несомненно, обладал бы лучшими тампонирующими свойствами.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции пластов (патент RU №2187622, МПК Е21В 33/14, опубл. 20.08.2002 г.). Способ предназначен для изоляции трещиноватых пластов и включает последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время структурирования закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала.
Недостатком известного способа является то, что объем осадка, образующегося при закачивании в пласт указанных водного раствора гидролизованного акрилового полимера и соли поливалентных металлов, недостаточен для тампонирования трещин с большим раскрытием, поэтому, прочность создаваемого водоизоляционного экрана будет мала для блокирования притока воды в скважину в течение продолжительного времени.
Технической задачей изобретения является увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет повышения стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем двухэтапного тампонирования трещин пласта армирующим и отверждающимся тампонирующими материалами, обладающими физико-химическим сродством.
Техническая задача решается способом водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающим последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время структурирования закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала.
Новым является то, что в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20/40 меш с концентрацией 50-200 кг/м3 покрытый кремнийорганическим соединением, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.
При реализации способа возможно использование проппантов с покрытием из кремнийорганического соединения, производимых по ГОСТ Р51761-2005, например, по патенту RU №2180397, Е21В 43/267, опубл. 10.03.2002 г. или по патенту RU №2435823 C09K 8/80, С04В 41/82, Е21В 43/267, опубл. 10.12.2011 г. Для покрытия проппанта используют, например, ЭТС-40 по ТУ 2435-427-05763441-2004 или ЭТС-32 по ТУ 2435-397-05763441-2003. Полиакриламид используют, например, марки DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006 или полиакриламид японского производства марок Accotrol-623, Mitsui С, PDA-1004, PDA-1041. Кремнийорганические тампонажные составы могут быть использованы, например, следующих марок: АКОР БН по ТУ 2458-001-01172772-99, 119-296И марки Б по ТУ 2229-519-05763441-2009, АКРОН-РК по ТУ 2458-001-71012633-2008.
Известно, что водоизоляционные работы в терригенных однородных пластах сложенных песчаником, в большинстве случаев, более успешны, чем в трещиноватых, например, карбонатных пластах. Это в большей степени связано с тем, что проще блокировать пути притока воды из однородного пласта, чем из трещиноватого пласта, когда обводнение происходит по трещинам. В однородном пласте, сложенном песчаником, после закачивания тампонажного материала последний заполняет пространство между песчинками, а после отверждения тампонажного материала образуется водоизоляционный экран, состоящий как из отвердевшего материала, так и из песчинок. При этом песчинки армируют водоизоляционный экран из тампонажного материала и, воспринимая на себя долю от перепадов давления, существующих в пласте, повышают прочность водоизоляционного экрана в целом. При закачивании тампонажного материала в трещину подобное армирование отсутствует. В предлагаемом способе, заполняя трещины пласта проппантом, создают условия проведения водоизоляционных работ, схожие с условиями в однородном терригенном пласте, сложенном песчаником. А водоизоляционные работы, проводимые в однородных терригенных пластах, сложенных песчаником, как уже было сказано, более эффективны, чем в трещиноватых пластах. Созданный по предлагаемому способу водоизоляционный экран представляет собой отвердевший кремнийорганический тампонажный состав, например, АКОР БН или 119-296И марки Б, армированный предварительно закачанным проппантом с покрытием из кремнийорганического соединения, например, ЭТС-40 или ЭТС-32, что обеспечивает увеличение прочности.
Способ реализуют следующим образом.
Проведение работ планируют в обводнившейся по трещинам пласта нефтедобывающей скважине. В емкость, оборудованную перемешивающим устройством лопастного типа, закачивают пресную воду. Одновременно в воду засыпают полиакриламид, количество которого рассчитывают из необходимости получения раствора с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6%. Полученный водный раствор перемешивают до полного растворения полиакриламида, ориентировочно в течение 1-2 часов. В приготовленный водный раствор полиакриламида вводят проппант с покрытием из кремнийорганического соединения, например, ЭТС-40 или ЭТС-32. Для этого используют известные агрегаты, например, агрегат приготовления смеси АПС-8М производства «ПКБ «Автоматика» или блендерную установку MS-60 производства фирмы «Стюарт-Стивенсон». Из скважины поднимают подземное оборудование, затем в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ). В изолируемый пласт через НКТ закачивают проппант с покрытием из кремнийорганического соединения например, ЭТС-40 или ЭТС-32, в водном растворе полиакриламида - первую порцию армирующего тампонирующего материала. Водный раствор полиакриламида используют в качестве жидкости носителя с целью удержания проппанта во взвешенном состоянии в процессе закачивания в скважину. При концентрации раствора полиакриламида менее 0,2% проппант может выпадать в осадок, использование раствора полиакриламида с концентрацией более 0,6% нецелесообразно из-за увеличения затрат на закупку реагентов. Количество закачиваемого проппанта определяют из условия не достижения в процессе закачивания давления гидроразрыва пласта, так как в случае разрыва пласта откроются новые пути поступления воды в скважину, и проведение водоизоляционных работ потребует увеличения затрат. Определенное из опыта промысловых работ количество проппанта составляет 0,5-4 т на одну скважину. Проппант с покрытием из кремнийорганического соединения используют фракции 20/40 меш, что соответствует размеру 0,6 мм. Использование проппанта большего размера нецелесообразно, так как чем больше размер проппанта, тем меньше его можно будет закачать в трещины пласта. Требуемый объем раствора полиакриламида определяют с учетом концентрации в нем проппанта 50-200 кг/м3, что определено из опыта практических работ. При указанной концентрации проппанта используемый объем раствора полиакриламида может составлять 10-80 м3.
В процессе закачивания проппант забивает трещины в пласте, при этом возрастает давление закачивания. При приближении давления к величине давления гидроразрыва пласта, закачивание проппанта в водном растворе полиакриламида прекращают. Далее в пласт закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам закачанного водного раствора полиакриламида, объем пресной воды определен опытным путем. Вода проходит между частицами набившегося в трещины проппанта и отмывает его от раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав, например, АКОР БН или 119-296И марки Б в объеме 3-10 м3, что определено из опыта промысловых работ. Кремнийорганический тампонажный состав продавливают технологической жидкостью, например, пресной водой. Закачанный кремнийорганический тампонажный состав заполняет пространство между частицами проппанта в трещине. Далее оставляют скважину на время отверждения кремнийорганического тампонажного состава в течение 24-48 ч. Отвердевший в пласте кремнийорганический тампонажный состав и проппант вкупе образуют водоизоляционный экран.
Находящийся в трещинах пласта проппант был предварительно отмыт водой от раствора полиакриламида, что обеспечивает благоприятные условия для скрепления отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава с поверхностью проппанта. Благоприятные условия для скрепления отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава с поверхностью проппанта обеспечивает и то, что проппант покрыт кремнийорганическим соединением, обладающим физико-химическим сродством с кремнийорганическим тампонажным составом. При реализации предлагаемого способа, за счет заполнения трещин пласта проппантом, создаются условия проведения водоизоляционных работ, сходные с условиями в однородном терригенном пласте, сложенном песчаником. После отверждения кремнийорганического тампонажного состава образуется водоизоляционный экран, состоящий из отвердевшего кремнийорганического тампонажного состава и пропанта. При этом проппант армирует водоизоляционный экран из отвердевшего кремнийорганического тампонажного состава и, воспринимая на себя долю от перепадов давления, существующих в пласте, повышает прочность водоизоляционного экрана в целом. Повышение прочности подтверждено результатами проведенных модельных испытаний.
Для оценки эффективности предлагаемого способа провели модельные испытания. В качестве модели трещины пласта использовали трубки из нержавеющей стали длиной 2400 мм с внутренним диаметром 4 мм, внутренний объем трубки равен 30 см3. Для создания условий, сходных с реальными, трубки первоначально заполнили пластовой водой хлоркальциевого типа с плотностью 1160 кг/м3. Модельные испытания провели в 5 этапов.
На первом этапе оценили эффективность наиболее близкого по технической сущности и достигаемому результату способа изоляции пластов (патент RU №2187622, МПК Е21В 33/14, опубл. 20.08.2002). Для этого в трубку последовательно закачали 10 мл 0,5%-ного раствора полиакриламида марки ПААС в пресной воде, 10 мл 10%-ного раствора CaCl2 в пресной воде и 10 мл 1%-ного раствора полиакриламида В 615 в пресной воде.
На втором, третьем и четвертом этапах оценили эффективность предлагаемого способа при рекомендованных значениях концентраций и объемов реагентов.
Модельные испытания вне рекомендованных значений концентрации и объемов реагентов не проводили по следующим причинам. При использовании водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида менее 0,2%, проппант не удерживался во взвешенном состоянии, что не позволяло закачать его в трубку. При использовании водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида более 0,6% способность удерживать проппант существенно не изменяется, но при этом неоправданно возрастали расходы из-за увеличения требуемого количества полиакриламида. Концентрация проппанта в жидкости носителе менее 50 кг/м3 не может быть обеспечена при применении большинства типов используемых в промысловых условиях смесителей, а при попытках закачивания в трубку проппанта с концентрацией в растворе полиакриламида более 200 кг/м3, проппант забивал только начало трубки, не попадая в ее отдаленные участки. Объем закачиваемой пресной воды выбран равным 1,5-2 объемам закачанного водного раствора полиакриламида с целью отмывания закачанного ранее проппанта от раствора полиакриламида (вымывания полиакриламида). После закачивания в трубку проппанта в водном растворе полиакриламида проводили прокачивание через эту же трубку пресной воды, а у изливающейся из трубки воды проводили контроль динамической вязкости, как показателя наличия в пресной воде полиакриламида, так как при растворении в воде даже незначительного количества полиакриламида динамическая вязкость ощутимо увеличивается. Вязкость воды изливающейся из трубки контролировали на ротационном визкозиметре. При прокачивании через трубку пресной воды в объеме менее 1,5 объема закачанного водного раствора полиакриламида, вязкость воды изливающейся из трубки существенно превышала 1 мПа·с (соответствует вязкости пресной воды), следовательно, в трубке еще оставался полиакриламид. При прокачивании через трубку пресной воды в объеме более 2-х объемов закачанного водного раствора полиакриламида, вязкость воды, изливающейся из трубки была близка к 1 мПа·с и с увеличением количества прокачиваемой воды уже не изменялась.
На втором этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединения ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 50 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 1,5 объема от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.
На третьем этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединениия ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 125 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,4%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 1,75 объема от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.
На четвертом этапе в трубку в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала закачали проппант с покрытием из кремнийорганического соединения ЭТС-40 фракции 20/40 меш с концентрацией 200 кг/м3 в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,6%. При этом проппант забивал трубку, оставаясь внутри нее, а раствор полиакриламида выходил через открытый конец трубки. Затем через трубку прокачали пресную воду в объеме, равном 2-м объемам от объема раствора полиакриламида. Далее в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачали в трубку 30 мл кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1. При этом излишки кремнийорганического тампонажного состава вышли через открытый конец трубки.
На пятом этапе оценили эффективность предлагаемого способа, но без закачки пропанта, то есть тампонировали трубку, закачав в нее 30 мл отверждающегося кремнийорганического тампонажного состава, состоящего из смеси реагента 119-296И марки Б с пресной водой в соотношении, соответственно, 2:1.
Через 24 ч провели испытание на устойчивость к выдавливанию закачанных реагентов под влиянием перепада давления на всех этапах работ. Для этого на конце трубки, противоположном концу через который первоначально производили закачивание, повысили давление закачиванием пресной воды до момента ее прорыва. Замеренную величину давления прорыва воды поделили на длину трубки для определения величины удельного давления прорыва воды (в МПа/м). Проведенные на каждом этапе испытания повторяли 3 раза, усредненные результаты приведены в таблице.
| Результаты модельных испытаний | ||
| № этапа | Закачанные в модель реагенты | Удельное давление прорыва воды, МПа/м |
| 1 | 10 мл 0,5%-ного раствора полиакриламида марки ПААС в пресной воде, 10 мл 10%-ного раствора CaCl2 в пресной воде и 10 мл 1%-ного раствора полиакриламида В 615 в пресной воде | 1,2 |
| 2 | 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 700 мл водного раствора полиакриламида из 698,6 мл пресной воды и 1,4 г полиакриламида DP9-8177; 1050 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой | 5,5 |
| 3 | 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 300 мл водного раствора полиакриламида из 298,8 мл пресной воды и 1,2 г полиакриламида DP9-8177; 525 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой | 5,7 |
| 4 | 35 г проппанта покрытого ЭТС-40 в 180 мл водного раствора полиакриламида из 178,9 мл пресной воды и 1,1 г полиакриламида DP9-8177; 360 мл пресной воды; 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой | 5,8 |
| 5 | 30 мл кремнийорганического тампонажного состава из смеси 20 мл реагента 119-296И марки Б и 10 мл пресной водой | 3,8 |
Удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях предлагаемого способа (см. этапы 2-4 в таблице) существенно превышает удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях наиболее близкого аналога (см. 1 этап в таблице) и удельное давление прорыва воды через модель, заполненную отверждающимся кремнийорганическим тампонажным составом без использования проппанта в качестве армирующего материала (см. 5 этап в таблице).
По методике идентичной использованной при испытаниях результаты которых приведены в таблице, предлагаемый способ был испытан с использованием проппанта покрытого ЭТС-32 и кремнийорганических тампонажных составов АКОР БН, АКРОН-РК. Результаты этих испытаний так же подтвердили, что удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях предлагаемого способа существенно превышает удельное давление прорыва воды через модель при испытаниях наиболее близкого аналога.
Таким образом, модельные испытания подтвердили повышение стойкости создаваемого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем двухэтапного тампонирования трещин пласта армирующим и отверждающимся тампонирующими материалами, применяемыми в предлагаемом способе.
Благодаря созданию водоизоляционного экрана повышенной прочности, более стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина, предлагаемый способ позволяет снизить обводненность продукции на 30-70% и увеличить межремонтный период скважины в 1,2-1,5 раза.
Пример практического применения. Скважина с интервалом перфорации 816-819 м и текущим забоем 917 м обводнилась в процессе эксплуатации по трещинам пласта, обводненность продукции составила 95%. Допустимое давление на пласт в скважине, определенное геологической службой нефтедобывающей компании, эксплуатирующей скважину, составляет 10,0 МПа. В скважину на глубину 790 м спустили колонну НКТ. В изолируемый пласт через колонну НКТ произвели закачивание проппанта фракции 20/40 меш с покрытием из ЭТС-40 в водном 0,5% растворе полиакриламида DP9-8177. Водный раствор полиакриламида был приготовлен заранее, способ приготовления указанного раствора приведен ранее. Для смешивания проппанта с водным раствором полиакриламида использовали блендерную установку MS-60 производства фирмы «Стюарт-Стивенсон». В процессе закачивания давление поднялось до 9,8 МПа, к этому моменту в пласт было закачано 0,7 т проппанта в 14 м3 водного раствора полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,5%. Было принято решение остановить закачку, так как давление закачивания приблизилось к максимально допустимому давлению на пласт. Далее в пласт закачали 21 м3 пресной воды. Приготовили вторую порцию отверждающегося тампонирующего материала. В чистой пустой емкости смешали 5 м3 реагента 119-296И марки Б и 2,5 м3 пресной воды. Полученный тампонажный состав в объеме 7,5 м3 так же закачали в изолируемый пласт, продавив его по НКТ пресной водой в объеме 3,5 м3 с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 М. Скважину оставили на время отверждения тампонажного состава в течение 48 ч, затем освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведения работ обводненность продукции снизилась до 32%. Эффект от проведения работ сохранялся в течение 47 месяцев, тогда как межремонтный период скважин при проведении ремонтно-изоляционных работ, в большинстве случаев, не превышает 38 месяцев.
Claims (1)
- Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах, включающий последовательную закачку в изолируемый пласт порций тампонирующих материалов при давлении, меньшем давления гидроразрыва пласта, последующее оставление скважины на время отверждения закачанного в последнюю очередь тампонирующего материала, отличающийся тем, что в качестве первой порции армирующего тампонирующего материала в водном растворе полиакриламида с массовой долей полиакриламида 0,2-0,6% закачивают проппант фракции 20-40 меш с покрытием из кремнийорганического соединения концентрацией 50-200 кг/м3, обладающим физико-химическим сродством с отверждающимся тампонирующим материалом, затем закачивают пресную воду в объеме, равном 1,5-2 объемам водного раствора полиакриламида, а в качестве второй порции отверждающегося тампонирующего материала закачивают кремнийорганический тампонажный состав.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012116087/03A RU2496970C1 (ru) | 2012-04-20 | 2012-04-20 | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012116087/03A RU2496970C1 (ru) | 2012-04-20 | 2012-04-20 | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2496970C1 true RU2496970C1 (ru) | 2013-10-27 |
Family
ID=49446774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012116087/03A RU2496970C1 (ru) | 2012-04-20 | 2012-04-20 | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2496970C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112812762A (zh) * | 2019-11-18 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 支撑剂、压裂液及支撑剂的制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4244425A (en) * | 1979-05-03 | 1981-01-13 | Exxon Production Research Company | Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions |
| RU2187622C1 (ru) * | 2001-03-02 | 2002-08-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" Открытого акционерного общества Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ изоляции пластов |
| RU2249670C2 (ru) * | 2003-04-10 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
| WO2007015060A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
| EP2145076A1 (en) * | 2007-05-10 | 2010-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| RU2431735C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
-
2012
- 2012-04-20 RU RU2012116087/03A patent/RU2496970C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4244425A (en) * | 1979-05-03 | 1981-01-13 | Exxon Production Research Company | Low density ball sealers for use in well treatment fluid diversions |
| RU2187622C1 (ru) * | 2001-03-02 | 2002-08-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" Открытого акционерного общества Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ изоляции пластов |
| RU2249670C2 (ru) * | 2003-04-10 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
| WO2007015060A1 (en) * | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
| EP2145076A1 (en) * | 2007-05-10 | 2010-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| RU2431735C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112812762A (zh) * | 2019-11-18 | 2021-05-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 支撑剂、压裂液及支撑剂的制备方法 |
| CN112812762B (zh) * | 2019-11-18 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 支撑剂、压裂液及支撑剂的制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| CN105089603B (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| CN103321606B (zh) | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 | |
| US7677313B2 (en) | Method for controlling water influx into wellbores by blocking high-permeability channels | |
| RU2550623C2 (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
| CN100375773C (zh) | 一种利用废弃的含油污泥配制的用于注水井的调堵剂 | |
| CN105089596A (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| RU2571474C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| CN110552656A (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
| CN106321046A (zh) | 一种低透气性煤层井下水砂压裂瓦斯抽采方法 | |
| Shagiakhmetov et al. | Development of water-shutoff composition on the basis of carboxymethyl cellulose for fractured and fractured-porous oil and gas reservoirs | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2496970C1 (ru) | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах | |
| CN105888604B (zh) | 一种适用于低压气田老井重复改造近井筒地层永久性封堵的方法 | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| RU2495229C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| CA3080956A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190421 |