RU2558069C1 - Method of oil well development (versions) - Google Patents
Method of oil well development (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558069C1 RU2558069C1 RU2014126311/03A RU2014126311A RU2558069C1 RU 2558069 C1 RU2558069 C1 RU 2558069C1 RU 2014126311/03 A RU2014126311/03 A RU 2014126311/03A RU 2014126311 A RU2014126311 A RU 2014126311A RU 2558069 C1 RU2558069 C1 RU 2558069C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- cement
- water
- aquifer
- carry out
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of an oil well.
В настоящее время при вскрытии продуктивных отложений пашийского горизонта терригенного девона геологический разрез может быть представлен несколькими продуктивными нефтеносными и водоносными пластами, разделенными между собой глинистыми перемычками небольшой толщины (0,8-2 м). Небольшие толщины глинистых перемычек между нефтенасыщенным и водоносным пластами являются основной причиной возникновения заколонных перетоков. Ликвидация заколонных перетоков является низко успешным мероприятием по причине технологической сложности.At present, at the opening of the productive deposits of the Pasha horizon of the terrigenous Devonian, the geological section can be represented by several productive oil and aquifer strata, separated by clay bridges of small thickness (0.8-2 m). Small thicknesses of clay bridges between oil-saturated and aquifers are the main cause of casing flows. The elimination of behind-the-casing flows is a low success due to technological complexity.
Известен способ разработки многопластовой залежи нефти (патент RU 2431747 С1, МПК E21B 43/32; опубл. 20.10.2011), включающий вскрытие обсадной колонны, спуск на насосно-компрессорных трубах (РОСТ) пакера, установку пакера между пластами, закачку твердеющего тампонажного раствора и ожидание его затвердевания, отличающийся тем, что предварительно закачивают и продавливают тампонажный раствор в нижний обводнившийся пласт, после затвердевания в пласте тампонажного раствора производят вскрытие обсадной колонны выше нижнего пласта, устанавливают пакер выше интервала перфорации обсадной колонны, а на нижнем торце колонны НКТ устанавливают штуцер для приема жидкости насосом из обводнившегося пласта.A known method of developing a multilayer oil reservoir (patent RU 2431747 C1, IPC E21B 43/32; publ. 10/20/2011), including opening the casing string, lowering the packer on the tubing (ROST), installing the packer between the layers, injecting the hardening grouting mortar and waiting for its hardening, characterized in that the cement slurry is pre-pumped and pushed into the lower flooded formation, after the cement slurry is solidified, the casing is opened above the lower formation, the packer is installed above at the perforation interval of the casing string, and at the lower end of the tubing string, a fitting is installed for receiving fluid by the pump from the flooded formation.
Недостатком данного способа является невозможность его применения в скважинах, в которых нефтеносный и водоносный пласт разделены перемычками небольшой толщины в диапазоне 0,8-2 м. Так согласно известному способу для исключения заколонных перетоков в интервале между пластами производят вскрытие обсадной колонны скважины перфорацией и закачку тампонажного раствора в заколонное пространство, причем интервал перфорации находится на расстоянии двух метров выше кровли нижнего пласта. Затем между верхним пластом и интервалом перфорации на расстоянии 1,5 м выше интервала перфорации устанавливают пакер.The disadvantage of this method is the impossibility of its use in wells in which the oil and water bearing strata are separated by jumpers of small thickness in the range of 0.8-2 m. Thus, according to the known method, to exclude annular flows in the interval between the strata, the casing of the well is opened by perforation and the grouting is injected solution into the annular space, and the perforation interval is at a distance of two meters above the roof of the lower layer. Then between the upper layer and the perforation interval at a distance of 1.5 m above the perforation interval set the packer.
Задачей, на решение которой направлено представленное изобретение, является предоставление способа разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносные и водоносные пласты, разделенные между собой перемычками небольшой толщины.The problem to which the invention is directed is to provide a method for developing an oil well containing oil and water strata separated by small thicknesses with each other.
Техническим результатом является снижение риска возникновения заколонных перетоков с нижележащих водоносных пластов, снижение обводненности продукции, увеличение дебита нефти и соответственно нефтеотдачи пласта, расширение арсенала технических средств.The technical result is to reduce the risk of casing crossflows from underlying aquifers, reducing water cut, increasing oil production and therefore oil recovery, expanding the arsenal of technical equipment.
Поставленная задача решается способом для разработки нефтяных скважин, в которых нефтеносные и водоносные пласты разделены между собой перемычками небольшой толщины (0,8-2 м), содержащим этапы, на которых:The problem is solved by a method for the development of oil wells in which oil and aquifers are separated by bridges of small thickness (0.8-2 m), containing stages in which:
1. Осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определения состояния эксплуатационной колонны.1. Carry out a well study to determine the position of the oil and aquifer, to determine the condition of the production casing.
2. Перфорируют водоносный горизонт и осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции.2. Perforate the aquifer and pump and pressurize the waterproofing composition into the aquifer.
3. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт.3. The cement slurry is pumped into the production casing to a level above the roof of the oil reservoir to form a cement bridge insulating the formation.
4. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта.4. After the waiting time for cement hardening, drill a cement bridge to a depth above the roof of the aquifer.
5. Исследуют герметичность забоя.5. Investigate the tightness of the face.
6. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале.6. Open the oil reservoir in the required interval.
7. Осуществляют добычу нефти.7. Carry out oil production.
На фиг. 1 представлен разрез скважины с нефтеносным (НП) и водоносным (ВП) пластами, разделенными перемычкой небольшой толщины (0,8-2 м).In FIG. Figure 1 shows a section of a well with oil-bearing (NP) and aquifer (VP) formations separated by a bridge of small thickness (0.8-2 m).
Один из вариантов осуществления способа содержит следующие этапы.One embodiment of the method comprises the following steps.
Определяют требуемое для проведения работ в скважине количество водоизоляционной композиции и цемента. Количество водоизоляционной композиции, необходимое для глушения обводнившегося пласта, зависит от толщины пласта и его проницаемости.The amount of waterproofing composition and cement required for the work in the well is determined. The amount of waterproofing composition required to kill a waterlogged formation depends on the thickness of the formation and its permeability.
В одном варианте осуществления предварительный расчет необходимого объема композиции осуществляют по формуле:In one embodiment, the preliminary calculation of the required volume of the composition is carried out according to the formula:
Vз≈3,14·m·h·R2,V s ≈3.14 · m · h · R 2 ,
где Vз - объем закачки, м3;where V s - injection volume, m 3 ;
m - коэффициент пористости, доли единиц;m - coefficient of porosity, fraction of units;
h - расчетная толщина пласта, м;h is the estimated thickness of the reservoir, m;
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.R is the radius of the created waterproofing screen, m
Спускают на НКТ технологический пакер на планируемую глубину посадки (до верхней границы интервала притока жидкости (воды) из скважины). Глубина посадки пакера определяется с условием предотвращения закачивания водоизоляционной композиции в интервал пласта, из которого имеется приток нефти.The technological packer is lowered onto the tubing to the planned planting depth (to the upper boundary of the interval of fluid (water) inflow from the well). The depth of the packer is determined with the condition of preventing the injection of the waterproofing composition into the interval of the reservoir, from which there is an influx of oil.
Далее осуществляют посадку технологического пакера на запланированной глубине с контролем места посадки геофизическими методами.Next, the technological packer is planted at the planned depth with the control of the landing site by geophysical methods.
Затем закачивают в изолируемый интервал через НКТ приготовленную заранее водоизоляционную композицию. В качестве водоизоляционной композиции может применяться композиция на основе DSGA Polymer (производство компании Chevron-Phillips Lp). В данной композиции применяются следующие компоненты:Then, the previously prepared waterproofing composition is pumped into the isolated interval through the tubing. As a waterproofing composition, a DSGA Polymer based composition (manufactured by Chevron-Phillips Lp) can be used. The following components are used in this composition:
- водорастворимый полимер DSGA Polymer;- water-soluble polymer DSGA Polymer;
- натрия тиосульфат кристаллический, соответствующий требованиям ГОСТ 244-76, для ускорения растворения полимера DSGA;- sodium thiosulfate crystalline, corresponding to the requirements of GOST 244-76, to accelerate the dissolution of the DSGA polymer;
- натрия бихромат технический, соответствующий требованиям ГОСТ 2651-78, для сшивания раствора в качестве гелеобразователя;- sodium bichromate technical, corresponding to the requirements of GOST 2651-78, for crosslinking the solution as a gelling agent;
- калий хлористый, соответствующий требованиям ГОСТ 4568-95, для регулирования pH воды для растворения полимер DSGA;- potassium chloride, corresponding to the requirements of GOST 4568-95, for regulating the pH of water for dissolving polymer DSGA;
- растворитель для приготовления водоизоляционной композиции - вода пресная или применяемая в системе ППД (техническая, пластовая, природная) без содержания механических примесей с pH не более 4. Во времена года с низкой температурой окружающей среды необходимо использование подогретой воды с температурой 20°C.- solvent for the preparation of the waterproofing composition - fresh water or used in the PPD system (technical, formation, natural) without the presence of mechanical impurities with a pH of not more than 4. During the seasons with low ambient temperatures, it is necessary to use heated water with a temperature of 20 ° C.
Примерный состав композиции приведен в таблице 1.An approximate composition is shown in table 1.
Время образования геля из водоизоляционной композиции с составом, приведенным в таблице 1, ориентировочно составляет 2-6 ч. В зависимости от свойств воды для растворения полимера DSGA возможна корректировка рекомендуемых диапазонов концентраций реагентов. Концентрация натрия бихромата в водоизоляционной композиции может быть уменьшена с целью продления времени образования геля до 5-6 ч, либо может быть увеличена с целью сокращения времени образования геля до 2-3 ч.The gel formation time from the waterproofing composition with the composition shown in table 1 is approximately 2-6 hours. Depending on the properties of the water for dissolving the DSGA polymer, it is possible to adjust the recommended concentration ranges of the reagents. The concentration of sodium dichromate in the waterproofing composition can be reduced in order to extend the gel formation time to 5-6 hours, or it can be increased in order to reduce the gel formation time to 2-3 hours.
Продавливают водоизоляционную композицию в пласт закачиванием в НКТ технологической жидкости в объеме, равном объему колонны НКТ.The water-proofing composition is pressed into the reservoir by pumping technological fluid into the tubing in a volume equal to the volume of the tubing string.
Далее необходимо сорвать и поднять технологический пакер.Next, you need to tear and lift the technology packer.
Затем осуществляют закачку цементного раствора (тампонирующего раствора) для образования цементного моста, изолирующего пласт. Для приготовления цементного раствора может использоваться портландцемент тампонажный, удовлетворяющий требованиям ГОСТ 1581-96 "Портландцементы тампонажные. Технические условия" или цемент других марок, допущенных к применению в нефтедобывающей промышленности.Then, cement mortar (plugging solution) is injected to form a cement bridge insulating the formation. For the preparation of the cement mortar, cement Portland cement can be used that meets the requirements of GOST 1581-96 "Portland cement cement. Technical conditions" or cement of other grades approved for use in the oil industry.
Оставляют скважину на время образования геля из водоизоляционной композиции и ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). В зависимости от состава применяемой водоизоляционной композиции и цементного раствора минимальное время остановки скважины для гелеобразования водоизоляционной композиции и затвердевания цемента может варьироваться от 24 до 72 часов.Leave the well at the time of gel formation from the waterproofing composition and waiting for the cement to harden (OZZ). Depending on the composition of the waterproofing composition and cement slurry used, the minimum well shut-off time for gel formation of the waterproofing composition and cement hardening can vary from 24 to 72 hours.
Исследуют герметичность забоя. Для этого с помощью опрессовки избыточным давлением, например на 150 атм, определяют герметичность забоя. Падение давления свидетельствует о наличии сообщения между забоем и ранее изолированным пластом. После опрессовки избыточным давлением необходимо снизить уровень в скважине свабированием до глубины 700-800 м, после чего определить уровень в скважине с помощью геофизического прибора (термометр, влагомер) несколько раз в течение определенного периода времени. Например, такие измерения уровня могут быть проведены через 1 час, через 2 часа и через 3 часа после свабирования. Если уровень жидкости не меняется, значит, забой герметичен и нет сообщения с нижележащего изолированного пласта.Investigate the tightness of the face. To do this, using pressure testing with overpressure, for example 150 atm, determine the tightness of the bottom. The pressure drop indicates the presence of a message between the face and a previously isolated formation. After pressure testing, it is necessary to reduce the level in the well by swabbing to a depth of 700-800 m, and then determine the level in the well using a geophysical instrument (thermometer, moisture meter) several times over a certain period of time. For example, such level measurements can be taken 1 hour, 2 hours, and 3 hours after swabbing. If the fluid level does not change, then the face is tight and there is no message from the underlying isolated formation.
Затем проводят разбуривание цементного моста до глубины выше кровли водоносного горизонта.Then drill the cement bridge to a depth above the roof of the aquifer.
Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и производят запуск скважины.The oil reservoir is opened in the required interval and the well is launched.
Стоит отметить, что в других вариантах осуществления в водоизоляционной композиции в качестве гелеообразующего полимера могут использоваться:It is worth noting that in other embodiments, in a waterproofing composition, as a gelling polymer may be used:
- полиакриламид (ПАА), соответствующий требованиям ТУ 2458-001-82330939-2008 "Технические условия. Полиакриламид DP9-8177".- polyacrylamide (PAA) that meets the requirements of TU 2458-001-82330939-2008 "Specifications. Polyacrylamide DP9-8177".
- гуаровая камедь - галактоманнан (полисахарид растительного происхождения) торговой марки "Гуамин" по ТУ 2458-019-57258729-2006.- guar gum - galactomannan (a polysaccharide of plant origin) of the Guamine trademark in accordance with TU 2458-019-57258729-2006.
- ксантан (ксантановый экзополисахарид - биополимер микробного происхождения), раствор биополимера ксантанового (РБК).- xanthan gum (xanthan exopolysaccharide - a biopolymer of microbial origin), a solution of xanthan biopolymer (RBC).
- натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), соответствующая требованиям ТУ 2231-002-50277563-2000 "Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая. Технические условия".- sodium carboxymethyl cellulose (CMC) that meets the requirements of TU 2231-002-50277563-2000 "Technical sodium carboxymethyl cellulose. Technical conditions."
В качестве индукторов гелеобразования в водоизоляционной композиции также могут использоваться:As gel inducers in a waterproofing composition, the following can also be used:
- ацетат хрома по ТУ 2499-008-55373366-2006 "Ацетат хрома, водный раствор" или ТУ 2499-001-50635131-00 "Дубитель. Водный раствор ацетата хрома. Технические условия";- chromium acetate according to TU 2499-008-55373366-2006 "Chromium acetate, water solution" or TU 2499-001-50635131-00 "Tanning agent. Aqueous solution of chromium acetate. Technical conditions";
- окись цинка по ГОСТ 10262-73 "Реактивы. Цинка окись. Технические условия". Массовая доля окиси цинка (ZnO) не менее 99,2%;- Zinc oxide according to GOST 10262-73 "Reagents. Zinc oxide. Specifications." Mass fraction of zinc oxide (ZnO) not less than 99.2%;
- окись магния по ТУ 6-09-3023-79 "Магний окись, осажденная из природного сырья. Квалификации "чистый", или ГОСТ 844-79 "Магнезия жженая техническая. Технические условия". Массовая доля окиси магния (MgO) не менее 89%.- Magnesium oxide according to TU 6-09-3023-79 "Magnesium oxide precipitated from natural raw materials. Qualifications" pure ", or GOST 844-79" Technical burnt magnesia. Technical conditions. "Mass fraction of magnesium oxide (MgO) not less than 89%.
В еще одном варианте осуществления объем водоизоляционной композиции для проведения работ в скважине рассчитывают на основании следующей эмпирической зависимости:In yet another embodiment, the volume of the waterproofing composition for conducting work in the well is calculated based on the following empirical relationship:
V-20+5H;V-20 + 5H;
где V - объем водоизоляционной композиции, м3;where V is the volume of the waterproofing composition, m 3 ;
Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м.N - effective perforated thickness of the insulated interval, m
В большинстве случаев объем водоизоляционной композиции для проведения работ в одной скважине составляет 20-40 м3.In most cases, the volume of the waterproofing composition for work in one well is 20-40 m 3 .
Вместо цементного раствора в качестве тампонирующего раствора может использоваться состав на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС) марки КФЖ ГОСТ 14231-88 "Смолы карбамидоформальдегидные. Технические условия" или марки Резойл К-1 ТУ 2221-637-55778270-2004. "Смола карбамидоформальдегидная марки Резойл К-1".Instead of cement mortar, a composition based on urea-formaldehyde resin (KFS) of KFZh grade GOST 14231-88 "Urea-formaldehyde resins. Specifications" or Rezoyl K-1 TU 2221-637-55778270-2004 grade can be used as a plugging solution. "Urea-formaldehyde resin brand Rezoyl K-1."
Claims (2)
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V3≈3,14·m·h·R2,
где V3 - объем закачки, м3;
m - коэффициент пористости, доли единиц;
h - расчетная толщина пласта, м;
R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти.1. The method of developing an oil well containing oil and underlying aquifers, separated by a bridge with a thickness of 0.8-2 m, containing stages in which:
- carry out a well study to determine the position of the oil and aquifer, determine the condition of the production casing, identify casing flows, determine the flow profiles and injection profiles;
- perforate the aquifer;
- carry out the descent of the packer to the upper boundary of the aquifer and landing of the packer;
- carry out the injection and forcing into the aquifer of the waterproofing composition in the volume previously calculated by the formula:
V 3 ≈3.14 · m · h · R 2 ,
where V 3 - injection volume, m 3 ;
m - coefficient of porosity, fraction of units;
h is the estimated thickness of the reservoir, m;
R is the radius of the created waterproofing screen, m;
- carry out the rise of the packer;
- pumped into the production casing cement to a level above the roof of the oil reservoir to form a cement bridge, insulating the formation;
- after the waiting time for cement hardening, drill a cement bridge to a depth above the roof of the aquifer, and the minimum waiting time for cement hardening is 24-72 hours;
- investigate the tightness of the face;
- open the oil reservoir in the required interval; and
- carry out oil production.
- осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов, определяют состояние эксплуатационной колонны, выявляют заколонные перетоки, определяют профили притока и профили закачки;
- перфорируют водоносный пласт;
- осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера;
- осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по формуле:
V=20+5H,
где V - объем водоизоляционной композиции, м3;
Н - эффективная перфорированная толщина изолируемого интервала, м;
- осуществляют подъем пакера;
- закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт;
- по истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта, причем минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа;
- исследуют герметичность забоя;
- вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале; и
- осуществляют добычу нефти. 2. A method of developing an oil well containing oil and underlying aquifers, separated by a bridge 0.8 to 2 m thick, comprising the steps of:
- carry out a well study to determine the position of the oil and aquifer, determine the condition of the production casing, identify casing flows, determine the flow profiles and injection profiles;
- perforate the aquifer;
- carry out the descent of the packer to the upper boundary of the aquifer and landing of the packer;
- carry out the injection and forcing into the aquifer of the waterproofing composition in the volume previously calculated by the formula:
V = 20 + 5H,
where V is the volume of the waterproofing composition, m 3 ;
N - effective perforated thickness of the insulated interval, m;
- carry out the rise of the packer;
- pumped into the production casing cement to a level above the roof of the oil reservoir to form a cement bridge, insulating the formation;
- after the waiting time for cement hardening, drill a cement bridge to a depth above the roof of the aquifer, and the minimum waiting time for cement hardening is 24-72 hours;
- investigate the tightness of the face;
- open the oil reservoir in the required interval; and
- carry out oil production.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014126311/03A RU2558069C1 (en) | 2014-06-27 | 2014-06-27 | Method of oil well development (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014126311/03A RU2558069C1 (en) | 2014-06-27 | 2014-06-27 | Method of oil well development (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2558069C1 true RU2558069C1 (en) | 2015-07-27 |
Family
ID=53762660
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014126311/03A RU2558069C1 (en) | 2014-06-27 | 2014-06-27 | Method of oil well development (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2558069C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5127473A (en) * | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
RU2095543C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-10 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for treatment of down-hole zone of well |
RU2126880C1 (en) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Method for isolation of gas interflows in hole clearance |
RU2191886C2 (en) * | 2000-11-27 | 2002-10-27 | Саркисов Николай Михайлович | Method of isolation of beds with water flows |
RU2261981C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
RU2286438C1 (en) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Casing annulus plugging method |
RU2431747C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of multi-pay oil deposit |
RU2504650C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of flooded oil deposit |
-
2014
- 2014-06-27 RU RU2014126311/03A patent/RU2558069C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5127473A (en) * | 1991-01-08 | 1992-07-07 | Halliburton Services | Repair of microannuli and cement sheath |
RU2095543C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-10 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for treatment of down-hole zone of well |
RU2126880C1 (en) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Method for isolation of gas interflows in hole clearance |
RU2191886C2 (en) * | 2000-11-27 | 2002-10-27 | Саркисов Николай Михайлович | Method of isolation of beds with water flows |
RU2261981C1 (en) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well |
RU2286438C1 (en) * | 2005-07-07 | 2006-10-27 | Закрытое акционерное общество "Уралнефтегазпром" | Casing annulus plugging method |
RU2431747C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of multi-pay oil deposit |
RU2504650C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of flooded oil deposit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10408033B2 (en) | Well design to enhance hydrocarbon recovery | |
RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
RU2496001C1 (en) | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation | |
RU2485290C1 (en) | Development method by horizontal well of formation with zones of various permeability | |
RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
RU2591999C1 (en) | Orientation method of hydraulic fracturing cracks in underground formation, developed by horizontal shafts | |
RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
RU2630519C1 (en) | Method for well construction in complicated conditions | |
RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
RU2427703C1 (en) | Procedure for construction of wells of multi-pay oil field | |
RU2558069C1 (en) | Method of oil well development (versions) | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2531074C2 (en) | Method for arrangement of vertical and lateral flooding | |
RU2541693C1 (en) | Method for formation hydraulic fracturing in horizontal open well shaft | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2627345C1 (en) | Development method of high-viscosity oil or bitumen deposit with application of hydraulic fracture | |
RU2613403C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170628 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20181115 |