RU2519262C1 - Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами - Google Patents

Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами Download PDF

Info

Publication number
RU2519262C1
RU2519262C1 RU2012151072/03A RU2012151072A RU2519262C1 RU 2519262 C1 RU2519262 C1 RU 2519262C1 RU 2012151072/03 A RU2012151072/03 A RU 2012151072/03A RU 2012151072 A RU2012151072 A RU 2012151072A RU 2519262 C1 RU2519262 C1 RU 2519262C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
cement
well
formation
sodium silicate
volume
Prior art date
Application number
RU2012151072/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012151072A (ru
Inventor
Рустем Шафагатович Тахаутдинов
Борис Петрович Калинин
Владимир Иванович Малыхин
Алмаз Амирзянович Шарифуллин
Анатолий Андреевич Исаев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация")
Priority to RU2012151072/03A priority Critical patent/RU2519262C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2012151072A publication Critical patent/RU2012151072A/ru
Publication of RU2519262C1 publication Critical patent/RU2519262C1/ru

Links

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания. Тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5. Причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину. Объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. Техническим результатом является повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья. 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов.
Известен способ повторного (исправительного) цементирования - метод Скотта, который основан на том, что если имеются пути поступления посторонней воды в скважину, то, создавая противодавлением обратный ток жидкости, можно закачать цементный раствор, заполнив им эти каналы (Завацкий М.А. Крепление нефтяных скважин, Баку, 1948 г., с.168-174). В России этот способ ассоциируется с именем Байбакова Н.К. (Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1982 г., с.16-18). Способ позволяет изолировать источники обводнения, характеризующиеся относительно невысокой проницаемостью. Недостатком этого метода является то, что он не способен изолировать без давления пласты, отличающиеся высокой проницаемостью, так как цементный раствор в подобных пластах успевает растечься, утратив сплошность заполнения каналов раствором, до того момента как начнет схватываться. Цемент затвердевает в канале-обводнителе не сплошным камнем, а в виде корки, и в отдалении от ствола скважины.
Для борьбы с поглощениями бурового раствора при строительстве скважин применяют быстросхватывающиеся тампонажные смеси. Быстросхватывающиеся смеси, попав в трещины и каверны, меньше разбавляются пластовыми водами или буровым раствором, и после доставления их к месту поглощения интенсивно загустевают и затвердевают в камень.
Наиболее близким аналогом изобретению является способ борьбы с поглощениями с использованием быстросхватывающегося цементного раствора, включающего в качестве ускорителя схватывания хлористый кальций (СаСl2) в количестве от 2 до 3% от массы цемента. Начало схватывания раствора сокращается от 30 до 60 мин (Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М., Недра, 1982 г., с.220). Способ позволяет изолировать пласты с поровым коллектором, характеризующимся средней проницаемостью. Недостатком этого способа является то же самое, что и для метода Скотта. Быстросхватывающийся цементный раствор после заполнения им высокопроницаемого коллектора чаще всего успевает растечься до того, как начнет схватываться, т.к. времени для растекания потребуется значительно меньше, чем для наступления срока начала схватывания. Увеличение концентрации ускорителя схватывания в цементном растворе чревато созданием аварийной ситуации, при которой цементный раствор может начать структурирование в технологических трубах.
Техническими задачами заявляемого изобретения являются повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, увеличение добычи углеводородного сырья.
Поставленная техническая задача решается способом изоляции пластов цементо-силикатными растворами, включающим нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Новым является то, что тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7.
Предлагаемый способ изоляции пластов цементосиликатными растворами (ЦСР) основан на способности силикатов щелочных металлов (жидкое стекло) резко ускорять структурообразование (загустевание) цементного раствора [Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин, М., Недра, 1982 г., с.220]. В способе ЦСР используются следующие реагенты: портландцемент тампонажный (ГОСТ 1581-96), силикат натрия (жидкое стекло) (ГОСТ 13078-81, ТУ 2145-010-43811938-97 и т.д.) и древесная мука (ГОСТ 16361-87). Смешение цементного раствора с жидким стеклом в пластовых условиях приводит к резкому ускорению структурирования раствора, он мгновенно теряет текучесть, начинает схватываться с последующим твердением. Частицы древесной муки (ДМ), смоченные жидким стеклом, при внедрении в цементный раствор исполняют роль дополнительного центра (ядра) структурирования раствора. В процессе циклической последовательно-чередующейся закачки цементно-силикатных растворов в проводящем канале (пора, трещина, каверна, заколонное пространство), стенки которого поочередно смачиваются жидким стеклом и цементным раствором, на относительно коротком участке и за малый временной интервал наращивается цементный камень, сужая канал вплоть до полного его блокирования. По окончании закачки последняя порция цементного раствора не имеет возможности растечься по каналам, т.к. они или уже блокированы или же заполнены жидким стеклом, при контакте с которым цементный раствор мгновенно теряет текучесть и начинает схватываться.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы авторам не известна заявленная совокупность действий и порядок их выполнения во времени, влияющих на получение технического результата, и, следовательно, предлагаемый способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами отвечает критериям «новизна» и «промышленная применимость».
На графическом материале представлена схема размещения тампонажной техники при технологии изоляции пластов ЦСР (см. чертеж).
Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами реализуется следующим образом:
1. Подготовить скважину к изоляции пластов ЦСР:
1.1. для изоляции зон поглощения бурового раствора при бурении скважин:
- определить интервал и величину поглощения бурового раствора;
- установить открытый конец бурового инструмента на 15 м выше зоны поглощения;
(Примечание: при отсутствии циркуляции бурового раствора рекомендуется производить работы с пакером, установив его ниже уровня бурового раствора в плотных породах и на 15 м выше зоны поглощения или в кондукторе (тех. колонне));
1.2. для ликвидации заколонной циркуляции при капитальном ремонте скважин:
- произвести геофизические исследования по определению источника обводнения;
- перфорировать до 2 м эксплуатационной колонны (спец. отверстия) в кровле водоносного пласта - источника обводнения (если заколонные перетоки снизу) или в подошве - если перетоки сверху;
(Примечание: не запрещается проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) через существующий интервал перфорации);
- между интервалом перфорации продуктивного пласта и спец. отверстиями (водоносный горизонт) на насосно-компрессорных трубах (НКТ) установить в скважине пакер;
(Примечание: при проведении PUP через существующий фильтр готовить скважину по п.1.4);
- определить приемистость скважины закачкой в спец. отверстия (интервал перфорации) по НКТ технологической жидкости (ТЖ) в объеме не менее 6 м3 при давлении закачки, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость скважины должна составлять не менее 100 м3/сут;
(Примечание: при необходимости провести кислотную обработку прискважинной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости);
1.3. для изоляции нарушения обсадной колонны при капитальном ремонте скважин:
- определить место нарушения обсадной колонны;
- отсечь интервал перфорации (если колонна перфорирована) установкой цементного моста или пакера;
- установить "башмак" (перо, перо-воронка, воронка, опрессовочное седло) НКТ на 5 м ниже интервала нарушения обсадной колонны;
- определить приемистость скважины закачкой по НКТ в интервал нарушения технологической жидкости в объеме не менее 6 м3 при давлении нагнетания, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость скважины должна составлять не менее 100 м3/сут;
(Примечание: при необходимости провести кислотную обработку интервала нарушения с целью увеличения приемистости. При низкой (недостаточной) величине допустимого давления на обсадную колонну или высокой проницаемости (пласт «глотает») разрешается проведение работ с установкой в скважине пакера на 15 м выше интервала нарушения);
1.4. для увеличения нефтеотдачи пластов при текущем ремонте скважин:
- провести геофизические исследования по снятию профиля притока и определению источника обводнения добывающих скважин, заколонных перетоков и профиля приемистости нагнетательных скважин, технического состояния обсадной колонны;
- установить "башмак" (перо, перо-воронка, воронка, опрессовочное седло) НКТ на 15 метров выше интервала перфорации;
- определить приемистость скважины закачкой технологической жидкости в объеме не менее 6 м3 при давлении нагнетания не превышающем 70% от допустимого давления на пласт. Приемистость должна составлять не менее 100 м3/сут для добывающих скважин и не менее 360 м3/сут для нагнетательных;
(Примечание: При необходимости провести кислотную обработку прискважинной зоны пласта с целью увеличения ее проницаемости. При низкой (недостаточной) величине допустимого давления на обсадную колонну или высокой проницаемости (пласт «глотает») разрешается проведение работ с установкой в скважине пакера на 15 метров выше интервала перфорации).
2. Оборудовать устье скважины 1 (см. чертеж): превентором 2 или планшайбой с центральной задвижкой (краном высокого давления) при ремонте скважин;
цементировочной головкой - при бурении.
3. Доставить на скважину необходимые материалы - цемент, жидкое стекло, древесную муку, пресную воду, технологическую жидкость (буровой раствор, тех. воду).
4. Расставить спец. технику и обвязать ее с устьем скважины согласно технологической схеме по чертежу. Устье скважины 1 содержит затрубную задвижку 3 и обратный клапан 4. К устью скважины 1 подведена технологическая линия 5, которая соединяется с тройником 6. К тройнику 6 подсоединены цементировочные агрегаты 7 и 8. К цементировочному агрегату 7 подсоединена установка смесительная 9 через гидровакуумное смесительное устройство 10 и цементный бачок 11. К агрегату цементировочному 7 подсоединена также автоцистерна 12 с технической водой (пресной). К агрегату цементировочному 8 через цементный бачок 13 подсоединены автоцистерна 14 с тех. водой (пресной) и автоцистерна 15 с жидким стеклом. Для очистки бурового раствора и технологической жидкости, поступающей из скважины от выбуренной породы к устью скважины 1 через затрубную задвижку 3, присоединена желобная емкость 16.
5. Опрессовать нагнетательную линию на 1,5-кратное ожидаемое рабочее давление.
6. Заполнить скважину технологической жидкостью и определить (уточнить) приемистость закачкой по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент) ТЖ в объеме 6 м3 при давлении нагнетания, не превышающем 70% от допустимого давления на пласт.
7. Изолировать пласты циклической последовательно-чередующейся порционной закачкой ЦСР:
7.1.1 цикл:
7.1.1. закачать в скважину 1 цементировочным агрегатом 8 по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент) при закрытом межтрубном пространстве:
7.1.1.1. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 14 в объеме, равном от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину;
7.1.1.2. силикатный раствор (жидкое стекло) из автоцистерны 15 через цементный бачок 13 в объеме от 1 до 3 м3 (см. таблицу), при необходимости с добавлением наполнителя - ДМ (до 3% масс.), который дозируется в цементный бачок 13;
7.1.1.3. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 14 в объеме равном (см. пункт 7.1.1.1.);
7.1.2. закачать в скважину 1 цементировочным агрегатом 7 по технологическим трубам (НКТ, буровой инструмент):
7.1.2.1. цементный раствор, затворенный на пресной воде (отношение вода/цемент - 0,5), при необходимости с добавлением в нее жидкого стекла (до 5% масс. воды), из смесительной установки 9 через гидровакуумное смесительное устройство 10 и цементный бачок 11 в объеме, равном от 30 до 70% от объема закачанного жидкого стекла.
(Примечание: при высокой приемистости скважины в целях повышения начального фильтрационного сопротивления прискважинной зоны пласта допустимо применение, в первых циклах закачки, наполнителя для жидкого стекла (ЖС), в качестве которого может использоваться древесная мука (ДМ) до 3% масс. того, в тех же целях, на начальной стадии работ затворение цементного раствора может производиться на пресной воде с добавлением в нее (до 5% масс.) ускорителя схватывания - жидкого стекла);
7.1.2.2. пресную воду (буферную жидкость) из автоцистерны 12 в объеме (см. пункт 7.1.1.1.).
7.2.2 и последующие циклы:
- закачку цементно-силикатных растворов повторить (аналогично 1 циклу, за исключением пункта 7.1.1.1.).
(Примечание: в случае работы без пакера при резком росте давления до предельно допустимой величины в процессе закачки жидкого стекла рекомендуется продавить ЖС в пласт технологической жидкостью в объеме технологических труб плюс объем скважины от башмака технологических труб до нижних перфорационных отверстий плюс 0,5 м3. Затем при открытом затрубье закачать в технологические трубы цементный раствор, довести его до "башмака" закачкой ТЖ, закрыть затрубное пространство и продавить цементный раствор в пласт технологической жидкостью. Жидкое стекло и цементный раствор необходимо закачивать в "подушках" спереди и сзади буферной жидкости. В случае получения давления «стоп» вымыть из труб раствор обратной промывкой ТЖ).
Фактическое количество циклов закачки ЦСР может быть уменьшено от планового при ускоренном росте давления закачки до допустимой величины давления на пласт (или эксплуатационную колонну). Фактическое количество циклов закачки ЦСР по сравнению с плановым может быть увеличено при замедленном росте давления закачки. Допускается проведение работ в несколько приемов с оставлением скважины на ожидание затвердевания цемента между ними не менее чем на 12 часов.
Радиус условного круга обработки призабойной зоны пласта цементно-силикатными растворами рекомендуется в пределах от 1,5 до 5 м.
Однако в зависимости от приемистости скважины границы радиуса обработки могут меняться как в меньшую (при низкой приемистости), так и в большую (при высокой приемистости) стороны. Рекомендуемое количество реагентов к применению по изоляции пластов ЦСР приведено в таблице, при этом оно не носит обязательного характера. Количеством реагентов можно варьировать в зависимости от геолого-технического состояния скважины.
Таблица
Рекомендации по количеству применения реагентов для изоляции пластов ЦСР
Обрабатываемая толщина пласта "от" и "до", м Приеми-
стость "от" и "до",м3/сут
Количество реагента Количест-во циклов "от" и "до", шт.
Силикатный раствор Цементный раствор
Жидкое стекло "от" и "до", м3 Древесная мука "от" и "до", т Цемент "от" и "до", т содержание жидкого стекла в жидкости затворения "от" и "до", м33
0,1-5,0 100-360 3-9 0-0,4 1-6 0-0,02 1-3
361-720 9-15 0,4-0,6 6-10 0-0,025 3-5
≥721 15-21 0,6-0,8 10-14 0-0,03 5-7
5,1-20,0 100-360 6-12 0-0,5 2-8 0-0,02 1-4
361-720 12-18 0,5-0,7 8-12 0-0,025 4-6
≥721 18-24 0,7-0,9 12-16 0-0,03 6-8
Более 20,0 100-360 6-15 0-0,6 2-10 0-0,02 1-5
361-720 15-21 0,6-0,8 10-14 0-0,025 5-7
≥721 21-27 0,8-1,0 14-18 0-0,03 7-9
(Примечание: при проведении изоляционных работ ЦСР не рекомендуется превышать конечным давлением закачки величины допустимого давления на пласты во избежание гидроразрыва. При возникновении необходимости вымывания изоляционных жидкостей из труб рекомендуется не допускать одновременного нахождения в них цементного и силикатного растворов.) 7.3. Продавить ЦСР в пласт технологической жидкостью в объеме:
- при изоляции зон поглощения бурового раствора равном объему бурового инструмента;
- при ликвидации заколонной циркуляции равном объему НКТ (из расчета оставления цементного моста в скважине);
- при изоляции нарушения обсадной колонны на 0,3 м3 менее объема НКТ (из расчета оставления цементного моста в скважине);
- при работах по увеличению нефтеотдачи пластов на 3 м3 больше объема НКТ, при отсутствии заколонной циркуляции. При заколонных перетоках рекомендуется оставлять в стволе скважины цементный мост.
(Примечание: объемы продавочной жидкости носят рекомендательный характер);
8. Установить башмак технологических труб (НКТ) при ремонтно-изоляционных работах (оставление в скважине цементного моста) на 2 м над пакером или на 15 м над интервалом перфорации (нарушения).
9. Обратной круговой циркуляцией технологической жидкости вымыть из скважины остатки цементно-силикатных растворов (при работе по увеличению нефтеотдачи пластов) или произвести срезку цемента в случае оставления цементного моста.
10. Приподнять НКТ на 300 м над интервалом обработки (буровой инструмент - в кондуктор или полностью).
11. Закрыть скважину на ожидание затвердевания цемента на 24 ч.
12. Допуском НКТ нащупать "голову" цементного моста (при изоляции нарушения обсадной колонны) или разбуриваемого пакера (при ликвидации заколонной циркуляции).
13. Определить качество изоляционных работ:
- при изоляции зон поглощения бурового раствора вызвать циркуляцию бурового раствора, при наличии оной продолжить углубление скважины;
- при ликвидации заколонной циркуляции освоить скважину, предварительно разбурив цементный мост и перфорировав эксплуатационную колонну. При получении продукции, характерной для продуктивного пласта, спустить в скважину глубинно-насосное оборудование (ГНО);
- при изоляции нарушения обсадной колонны произвести гидравлическую опрессовку обсадной колонны; разбурить цементный мост в интервале нарушения, определить качество изоляционных работ повторной гидравлической опрессовкой колонны или снижением уровня жидкости в скважине;
- при работах по увеличению нефтеотдачи пластов освоить добывающие скважины, при получении продукции с низкой обводненностью и достаточным дебитом спустить ГНО, при низкой обводненности и малом дебите произвести кислотную обработку, освоить и спустить ГНО. Определить приемистость нагнетательных скважин, при недостаточной приемистости произвести кислотную обработку. Технологический эффект от применения метода определяется дополнительной добычей нефти.
Благодаря этому техническому решению обеспечиваются повышение качества изоляции пластов независимо от степени проницаемости пласта и размеров проводящих каналов, сокращение сроков бурения и ремонта осложненных скважин, а также дополнительная добыча углеводородного сырья.

Claims (1)

  1. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами, включающий нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания, отличающийся тем, что тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7.
RU2012151072/03A 2012-11-28 2012-11-28 Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами RU2519262C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) 2012-11-28 2012-11-28 Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) 2012-11-28 2012-11-28 Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012151072A RU2012151072A (ru) 2014-06-10
RU2519262C1 true RU2519262C1 (ru) 2014-06-10

Family

ID=51213950

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012151072/03A RU2519262C1 (ru) 2012-11-28 2012-11-28 Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2519262C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2684932C1 (ru) * 2018-03-26 2019-04-16 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2768785C1 (ru) * 2021-03-24 2022-03-24 Ильшат Ахметович Мустафин Способ восстановления разрушенных месторождений нефти

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4521136A (en) * 1981-05-21 1985-06-04 Halliburton Company Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same
SU1726731A1 (ru) * 1989-06-12 1992-04-15 Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" Тампонажный раствор
RU2057914C1 (ru) * 1993-04-27 1996-04-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Способ добычи нефти
RU95105806A (ru) * 1995-04-14 1997-04-27 Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2136878C1 (ru) * 1999-01-05 1999-09-10 Мамедов Борис Абдулович Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах
RU2307146C2 (ru) * 2005-11-22 2007-09-27 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов
RU2392419C1 (ru) * 2009-04-03 2010-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ ограничения притока вод в добывающую скважину
RU2425957C1 (ru) * 2010-08-26 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважину

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4521136A (en) * 1981-05-21 1985-06-04 Halliburton Company Rapidly dissolvable silicates and methods of using the same
SU1726731A1 (ru) * 1989-06-12 1992-04-15 Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" Тампонажный раствор
RU2057914C1 (ru) * 1993-04-27 1996-04-10 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Способ добычи нефти
RU95105806A (ru) * 1995-04-14 1997-04-27 Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2136878C1 (ru) * 1999-01-05 1999-09-10 Мамедов Борис Абдулович Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах
RU2307146C2 (ru) * 2005-11-22 2007-09-27 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" Состав для изоляции обводненных нефтяных коллекторов
RU2392419C1 (ru) * 2009-04-03 2010-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ ограничения притока вод в добывающую скважину
RU2425957C1 (ru) * 2010-08-26 2011-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ изоляции водопритока в скважину

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2684932C1 (ru) * 2018-03-26 2019-04-16 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине
RU2768785C1 (ru) * 2021-03-24 2022-03-24 Ильшат Ахметович Мустафин Способ восстановления разрушенных месторождений нефти

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012151072A (ru) 2014-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106223922B (zh) 页岩气水平井支撑剂缝内屏蔽暂堵分段压裂工艺
RU2460875C1 (ru) Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта
CN101135237B (zh) 一种井下冻胶阀
US10611952B2 (en) Fracturing a formation with mortar slurry
RU2116432C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн
RU2519262C1 (ru) Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами
US20190323329A1 (en) Fracturing a formation with mortar slurry
RU2610967C1 (ru) Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта
US20190353020A1 (en) Fracturing a formation with mortar slurry
RU2459072C1 (ru) Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины
RU2463436C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны
RU2512150C2 (ru) Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов
RU2361062C1 (ru) Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра
RU2425957C1 (ru) Способ изоляции водопритока в скважину
RU2528805C1 (ru) Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах
RU2224875C2 (ru) Способ ограничения притока воды в добывающие скважины
RU2412333C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины
RU2733561C2 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки
RU2655495C1 (ru) Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине
RU2416020C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн
RU2641555C1 (ru) Способ герметизации дегазационных скважин
US20210131252A1 (en) Fracturing a formation with mortar slurry
US20190353019A1 (en) Fracturing a formation with mortar slurry
Bykov et al. Integrated casing surface casing string cementing procedure under the conditions of high-intensity process liquid absorption in the Eastern Siberia Oilfield
RU2455458C1 (ru) Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180806

Effective date: 20180806

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20201129