RU2534373C1 - Способ изоляции притока пластовых вод - Google Patents
Способ изоляции притока пластовых вод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534373C1 RU2534373C1 RU2013134912/03A RU2013134912A RU2534373C1 RU 2534373 C1 RU2534373 C1 RU 2534373C1 RU 2013134912/03 A RU2013134912/03 A RU 2013134912/03A RU 2013134912 A RU2013134912 A RU 2013134912A RU 2534373 C1 RU2534373 C1 RU 2534373C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- water
- volume
- flexible pipe
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000004941 influx Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 11
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 11
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000834 fixative Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000003698 laser cutting Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000001367 organochlorosilanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники. Обеспечивает возможность изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонны первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 мна каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу. Затем осуществляют последующее закачивание через кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 мна каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны. Далее осуществляют повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводяного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 мна каждый метр водоносной толщины пласта, обратную
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].
Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, МПК E21B 43/32].
Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения.
Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2244115, МПК E21B 43/32].
Недостатком этого способа является возможное загрязнение газоносной части пласта цементным раствором и уменьшение газонасыщенной толщины пласта.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении возможности изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности изоляции притока пластовых вод без глушения скважины с ограничением степени загрязнения газонасыщенной части пласта и обеспечением качественного тампонирования водонасыщенной части пласта без уменьшения газонасыщенной толщины пласта.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что изоляцию притока пластовых вод осуществляют путем спуска гибкой трубы (ГТ) во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) газовой скважины до забоя и очистки забоя от жидкости и механических примесей, заполнения скважины газовым конденсатом, последующего подъема ГТ до башмака ЛК, закачивания в интервал перфорации через кольцевое пространство (КП) между ГТ и ЛК первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу, последующего закачивания через КП второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины (эксплуатационной колонны) ниже башмака ЛК, повторного спуска ГТ в интервал газоводянного контакта (ГВК), закачивания через ГТ гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водоносной толщины пласта, обратной промывки скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением, извлечения ГТ из скважины и оставления скважины на реагирование под давлением.
На фиг.1 представлена схема реализации данного способа при очистке забоя от жидкости и механических примесей, на фиг.2 - то же при закачивании в интервал перфорации первой пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.3 - то же при закачивании в интервал перфорации второй пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.4 - то же при закачивании в интервал ГВК гидрофобной кремнеорганической жидкости.
Способ реализуется следующим образом.
В газовую скважину, находящуюся под давлением, во внутреннюю полость ЛК 1 газовой скважины спускают ГТ 2 до забоя 3. Проводят очистку забоя 3 от жидкости и механических примесей прямой циркуляцией газового конденсата с выпуском газа, находящегося в скважине, на факел, с заполнением ствола скважины газовым конденсатом.
После чего приподнимают ГТ 2 до башмака ЛК 1. Закачивают в интервал перфорации 4 через КП 5 между ГТ 2 и ЛК 1 первую пачку гидрофобизирующего состава 6, содержащего этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации, играющего роль гидрофобизирующей добавки, в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной 7 толщины пласта 8 с продавливанием его в газонасыщенную часть 7 пласта 8 буферной пачкой 9 газового конденсата в объеме 0,2 м3 и образованием в продуктивном пласте 8 водоизоляционного экрана 10, оттесняющего пластовые воды от забоя 3 в глубину пласта 8 по радиусу.
Закачивают через КП 5 в интервал перфорации 4 вторую пачку гидрофобизирующего состава 11, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, играющую роль гелеобразователя, в объеме 0,4-0,6 м3 на каждый метр эффективной, включающей газонасыщенную 7 и водонасыщенную 12 части, толщины пласта 8, продавливают его в пласт 8 газоконденсатом в объеме ЛК 1 и внутреннего пространства скважины, ее эксплуатационной колонны, ниже башмака ЛК 1.
Далее ГТ 2 доспускают в интервал ГВК 13, положение которого определяют геофизическими методами, и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость 14 ГКЖ-11Н, играющую роль закрепителя, в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водонасыщенную 12 толщины пласта 8, образующую при контакте с водой водонасыщенной части 12 пласта 8 блокирующий экран 15, препятствующий поступлению воды к забою скважины.
Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением. ГТ 2 извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.
Примеры реализации способа.
Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в газовой скважине с аномально-низкими пластовыми давлениями без ее глушения.
ЭТС-40 или этилсиликат - кремнийорганическое соединение, содержащее католические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (HCl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу. Состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты.
ГКЖ являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия).
Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур от нуля до 200°C независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания - ниже минус 40°C.
Содержание ЭТС-40 в составе газового конденсата более 10% нецелесообразно из-за возрастания стоимости, связанной с повышенным расходом реагентов, при этом заметного улучшения технологических параметров не наблюдается.
При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 15% значительно сокращает время полимеризации, что может привести к невозможности закачивания водоизоляционной композиции в пласт.
При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 менее 5% значительно возрастает время процесса полимеризации (24-48 ч), что экономически не оправдано при проведении водоизоляционных работ.
При обратной промывке скважины в объеме менее 2,0 циклов возрастают риски прихвата гибкой трубы в лифтовой колонне, а в объеме более 2,0 циклов обратная промывка экономически не целесообразна, так как не приводит к заметному увеличению эффекта.
При закачивании первой пачки ЭТС-40 в объеме меньше 1 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта снижается эффективность проведения водоизоляционных работ, а при объеме больше 2 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки последующей водоизоляционной композиции в пласт.
При закачивании второй пачки ЭТС-40 в объеме меньше 0,4 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта, которая слагается из газонасыщенной и вскрытой водонасыщенной частей пласта, снижается эффективность водоизоляционных работ, а при объеме больше 0,6 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.
При закачивании ГКЖ-11Н в объеме меньше 0,10 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта снижается эффективность водоизоляционных работ, при объеме больше 0,15 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.
Пример №1
В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1000 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 168 мм спускают ГТ диаметром 48 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 60 м через КП площадью 15853,86 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 60 м с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат в объеме 0,2 м3, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащий ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 24 м, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 10,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.
Пример №2
В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1200 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм спускают ГТ диаметром 42 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 30 м через КП площадью 6465,86 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 45 м3 с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 15 м3, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 12,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,5 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.
Пример №3
В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1400 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм спускают ГТ диаметром 33 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 10 м через КП площадью 3921,07 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 20 м3 с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 6 м3, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 15,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 6,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.
Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы без глушения скважины, снизить степень загрязнения призабойной зоны пласта, сохранить газонасыщенную толщину пласта, сократить продолжительность ремонтных работ в 5-6 раз, снизить затраты на проведение работ и стоимость ремонта скважины в 3-4 раза.
Claims (1)
- Способ изоляции притока пластовых вод, включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонной первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу, последующее закачивание через указанное кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны, повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводянного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водонасыщенной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2 цикла с противодавлением, извлечение гибкой трубы из скважины и оставление скважины на реагирование под давлением.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013134912/03A RU2534373C1 (ru) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013134912/03A RU2534373C1 (ru) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2534373C1 true RU2534373C1 (ru) | 2014-11-27 |
Family
ID=53383030
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013134912/03A RU2534373C1 (ru) | 2013-07-23 | 2013-07-23 | Способ изоляции притока пластовых вод |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2534373C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115163027A (zh) * | 2021-04-02 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种治理油井底水锥进或脊进的方法 |
| US12180416B2 (en) | 2020-01-21 | 2024-12-31 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4503912A (en) * | 1983-06-13 | 1985-03-12 | Marathon Oil Company | Process for conformance control using a polymer flocculate |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2244115C1 (ru) * | 2003-06-09 | 2005-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2333348C2 (ru) * | 2006-09-15 | 2008-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ безводной эксплуатации скважин |
| RU2415258C1 (ru) * | 2010-06-07 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2480581C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах |
-
2013
- 2013-07-23 RU RU2013134912/03A patent/RU2534373C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4503912A (en) * | 1983-06-13 | 1985-03-12 | Marathon Oil Company | Process for conformance control using a polymer flocculate |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2228437C2 (ru) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водопритока или газопритока или зон поглощения |
| RU2244115C1 (ru) * | 2003-06-09 | 2005-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2333348C2 (ru) * | 2006-09-15 | 2008-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ безводной эксплуатации скважин |
| RU2415258C1 (ru) * | 2010-06-07 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2480581C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US12180416B2 (en) | 2020-01-21 | 2024-12-31 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells |
| CN115163027A (zh) * | 2021-04-02 | 2022-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种治理油井底水锥进或脊进的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460876C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2526062C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| CN100516457C (zh) | 化学脉冲复合解堵方法 | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2566357C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2534373C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2447265C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
| RU2550638C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с непроницаемым прослоем и водоносным пропластком | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2254443C1 (ru) | Способ изоляции интервала негерметичности обсадной колонны в скважине | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2527434C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2580532C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160724 |