RU2566356C1 - Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт - Google Patents
Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2566356C1 RU2566356C1 RU2014147267/03A RU2014147267A RU2566356C1 RU 2566356 C1 RU2566356 C1 RU 2566356C1 RU 2014147267/03 A RU2014147267/03 A RU 2014147267/03A RU 2014147267 A RU2014147267 A RU 2014147267A RU 2566356 C1 RU2566356 C1 RU 2566356C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- component
- formation
- housing
- annulus
- jet pump
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь. Устанавливают пакер выше пласта. Осуществляют закачку первого компонента по заливочным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт. Предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа). Втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи. После чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт. Затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, задавливая скважинную жидкость в пласт. После этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры. Причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта; повышение качества смешивания двух компонентов изолирующего состава, повышение точности дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства. 1 пр., 1 ил.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине и предназначено для изоляции поглощающих пластов.
Известен способ изоляции и ограничения водопритока в скважины, включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину отверждаемой в пластовых условиях полимерной композиции, состоящей из ацетонформальдегидной смолы, щелочных отвердителей и воды (патент RU №2272905, МПК E21B 43/32, опубл. 27.03.2006 г., бюл. №9).
Недостатком способа является высокий тепловой экзотермический эффект отверждения ацетонформальдегидной смолы в присутствии щелочных отвердителей, что усложняет технологию закачки и ограничивает температурную область применения известного способа. Кроме того, приготовление полимерной композиции на основе смолы осуществляют в мернике цементировочного агрегата ЦА-320 М или в емкости при поочередной дозировке смолы и отвердителя в заданном соотношении и работе цементировочного агрегата в режиме циркуляции на себя, после введения в смолу всего объема отвердителя перемешивание продолжают в течение 15-20 мин, далее закачивают смесь в скважину и продавливают. При такой последовательности приготовления полимерной композиции на основе ацетонформальдегидной смолы создается повышенный риск получить прихват заливочных труб ввиду длительности процесса приготовления полимерной композиции (поочередного перекачивания компонентов, их перемешивания) при одновременном влиянии температуры окружающей среды.
Известен способ изоляции поглощающих пластов в нефтяной скважине (патент SU №823559, МПК E21B 33/138, опубл. 23.04.1981 г., бюл. №15), включающий в себя последовательную закачку по технологической колонне труб компонентов тампонирующей смеси (водоизолирующего состава) и последующую их совместную продавку в пласт, первый компонент при выходе из технологической колонны труб поднимают в межтрубное пространство, а по мере выхода из технологической колонны труб второго компонента совместно с ним в поглощающий пласт из межтрубного пространства продавливают первый компонент, причем перед закачкой первого компонента в межтрубное пространство закачивают облегченную жидкость.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность изоляции интервала нарушения (поглощающего пласта), связанная с тем, что первый компонент (хлористый кальций) водоизоляционного состава продавливают из межтрубного пространства, а второй компонент (цементно-соляровая смесь) продавливают по технологической колонне труб, поэтому их смешивание происходит непосредственно в скважине напротив интервала нарушения, при этом первый компонент, продавливаемый по межтрубному пространству, разбавляется скважинной жидкостью, поэтому, проникая в интервал нарушения, такой водоизоляционный состав имеет низкую прочность;
- во-вторых, низкое качество смешивания двух компонентов водоизоляционного состава. Это обусловлено тем, что нижний конец технологической колонны труб смещается от центра обсадной колонны к стенке, особенно в наклонно направленных скважинах, что затрудняет равномерное распределение и смешивание двух компонентов между собой, что приводит к получению неоднородного, непрочного изоляционного экрана;
- в-третьих, низкая точность дозирования первого компонента (хлористого кальция), продавливаемого из межтрубного пространства, что приводит к некачественной изоляции интервала нарушения.
Наиболее близким техническим решением по сущности является способ изоляции поглощающих пластов (патент RU №2506409, МПК E21B 33/138, опубл. 10.02.14 г., бюл. №4), включающий спуск заливочных труб в интервал изоляции, последовательную закачку по заливочным трубам двух компонентов тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб и последующую их продавку продавочной жидкостью. До спуска в интервал изоляции на заливочных трубах дополнительно устанавливают пакер и втулку-отсекатель, состоящую из корпуса со сквозным каналом круглого сечения с боковым отверстием и рассекателем потока, кожуха, подвижной втулки, спускают заливочные трубы выше интервала изоляции на 30 м, последовательно закачивают два компонента тампонирующей смеси до момента полного выхода первого компонента в затрубное пространство через открытый конец заливочных труб, производят посадку пакера, продолжают продавку второго компонента по заливочным трубам и одновременно повышают давление в затрубном пространстве до 2 МПа с возможностью перемещения подвижной втулки и выхода первого компонента через рассекатель потока в поток второго компонента под давлением и производят продавку тампонирующей смеси в пласт.
Недостатком способа является то, что при закачке первого компонента во второй компонент происходит сообщение трубного и межтрубного пространств, при этом давления в трубном и затрубном пространствах выравниваются, в результате чего подпружиненный рабочий орган (втулка-отсекатель) совершает возвратно-поступательное движение, периодически перекрывая проходное сечение потока, и подача первого компонента во второй компонент происходит циклически пульсирующе, что приводит к плохому смешению компонентов тампонажного состава и, как следствие, к низкому качеству изоляции пласта.
Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции пласта путем улучшения смешивания двух компонентов водоизолирующего состава и повышения точности дозирования компонента, продавливаемого из затрубного пространства.
Техническая задача решается способом закачки двухкомпонентного состава в пласт, включающим спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь, установку пакера выше пласта, закачку первого компонента по заливочным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт.
Новым является то, что предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи, после чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт, затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, залавливая скважинную жидкость в пласт, после этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры, причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины.
На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемого способа.
Способ реализуется следующим образом.
Геофизическими исследованиями определяют интервал водопритока (изолируемый пласт 1) скважины 2. После выявления интервала водопритока (изолируемый пласт 1) заполняют скважину 2 технологической жидкостью 3 и определяют удельную приемистость пласта 1, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), при такой удельной приемистости пласта 1 достигается эффект эжектирования (определено на основе проведения опытных работ).
При удельной приемистости менее 2,0 м3/(ч·МПа) необходимо произвести кислотную обработку пласта 1 скважины 2. В зависимости от приемистости пласта 1 скважины 2 технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем определяет необходимое количество объемов первого 4 и второго 5 компонентов водоизолирующего состава. Для осуществления способа могут применяться двухкомпонентные составы, состоящие из отвердителя и основного компонента, отверждаемые с выделением тепла, например:
- двухкомпонентная система на основе полимерной смолы «БАРС» (ТУ 2221-081-26161597-2011);
- кремнийорганический продукт 119-296 И (ТУ 2229-519-05763441-2009) и 4%-ная соляная кислота и т.д.
На устье заливочные трубы 6 оснащают пакером 7, а выше - корпусом 8 со сквозным каналом 9, в котором устанавливают струйный насос 10. Корпус 8 снаружи с боковыми отверстиями 11 охвачен промежуточной камерой 12 с клапанным узлом 13, пропускающим снаружи внутрь. Причем сквозной канал 9 выполнен с возможностью сообщения через боковые отверстия 11, размещенные по периметру, промежуточную камеру 12 и клапанный узел 13 с затрубным пространством 14.
В обсадную колонну скважины 2, заполненную технологической жидкостью 3, производят спуск заливочных труб 6 на глубину выше интервала изоляции пласта 1 на 30 м. После спуска заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10, посадкой пакера 7 изолируют затрубное пространство 14 выше интервала изоляции пласта 1, закачкой технологической жидкости 3 по затрубному пространству 14 доводят второй компонент 5 (например, в качестве второго компонента 5 водоизолирующего состава можно использовать структурообразующий реагент) водоизолирующего состава до клапанного узла 13, при этом продавливая скважинную жидкость из затрубного пространства 14 через клапанный узел 13 внутрь втулки 15 и далее в пласт 1, затем закачкой технологической жидкости 3 по заливочным трубам 6 доводят первый компонент 4 водоизолирующего состава (например, в качестве первого компонента 4 водоизолирующего состава можно использовать структурообразователь) до струйного насоса 10, продавливая скважинную жидкость из заливочных труб 6 в пласт 1.
После этого в затрубном пространстве 14 создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла 13, например 5,0 МПа, по давлению, которое будет достаточно, например 3,0 МПа, для сжатия пружины 16 и отжатия клапана 13 от боковых отверстий 11, выполненных по всему периметру корпуса 8, а по заливочным трубам 6 создают поток первого компонента 4. Струя первого компонента 4 с высокой скоростью вытекает из сопла 17 струйного насоса 10 и понижает давление в промежуточной камере 12, сообщающейся с полостью корпуса 8, вследствие чего второй компонент 5 из полости корпуса 8 поступает в промежуточную камеру 12, откуда со струей первого компонента 4, продавливаемого технологической жидкостью 3 под избыточным давлением по заливочным трубам 6, поступает в сквозной канал 9 струйного насоса 10. В сквозном канале 9 струйного насоса 10 первый 4 и второй 5 компоненты водоизолирующего состава перемешиваются, выравниваются их скорости и давления.
При этом второй компонент 5 водоизолирующего состава вводится в первый компонент 4 водоизолирующего состава через боковые отверстия 11 равномерно по всему периметру корпуса 8 без пульсаций и скачков давления (беспульсирующая равномерная подача достигается за счет снижения давления внутри корпуса 8 струйным насосом 10) со строго определенным расходом (расход регулируется на устье насосом путем изменения подачи первого 4 и второго 5 компонентов по заливочным трубам 6 и затрубному пространству 14 соответственно в необходимом соотношении), что позволяет перемешивать водоизолирующий состав более тщательно и регулировать срок отверждения в большую или меньшую сторону за счет изменения концентрации второго компонента 5 водоизолирующего состава, закачиваемого в затрубное пространство 14.
В результате на выходе из сквозного канала 9 струйного насоса 10 в заливочных трубах 6 ниже струйного насоса 10 за счет высокой скорости происходит интенсивное соударение потоков смешивающихся компонентов водоизолирующего состава, которое способствует более равномерному смешению компонентов водоизолирующего состава. После выхода второго компонента 5 водоизолирующего состава в промежуточную камеру 12 струйного насоса 10 стравливают давление в затрубном пространстве 14, в результате чего клапан 13 под действием пружины 16 возвращается в исходное положение, герметизируя трубное пространство 18 от затрубного пространства 14.
Далее полученный водоизолирующий состав продавливают в пласт 1. Для закрепления водоизолирующего состава в пласте 1 производят технологическую выдержку, оставляя скважину 2 в закрытом состоянии не менее чем на 3 мин (получено эмпирическим путем), но не более времени начала загустевания водоизолирующего состава (для исключения прихвата в скважине 2 заливочных труб 6 водоизолирующим составом) в обсадной колонне, затем срывают пакер 7 и производят контрольную промывку скважины 2 до чистой воды закачкой по затрубному пространству 14 технологической жидкости 3 плотностью, равной или более плотности закачиваемых компонентов водоизолирующего состава в объеме не менее 1,5 объема заливочных труб 6. После контрольной промывки скважины 2 производят полный подъем заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10.
Скважину 2 оставляют под давлением для окончательного структурирования водоизолирующего состава.
Пример практического осуществления способа.
Работы проводились в нефтедобывающей скважине 2 с эксплуатационной колонной с условным диаметром 168 мм, текущим забоем на глубине 1700 м. Исследованиями определили интервал водопритока (изолируемый пласт 1) на глубине 1670-1674 м. Заполнили скважину 2 технологической жидкостью 3 (пластовой водой) плотностью 1100 кг/м3. Определили приемистость обводнившегося пласта 1 закачиванием 6 м3 технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3, приемистость составила 370 м3/сут при 5,0 МПа, удельная приемистость - 3,1 м3/(ч·МПа). При реализации способа на устье заливочные трубы 6 оснастили пакером 7 (пакер шлипсовый ПШ), а выше - корпусом 8 со сквозным каналом 9, в котором установили струйный насос 10. Корпус 8 снаружи с боковыми отверстиями 11 охвачен промежуточной камерой 12 с клапанным узлом 13, пропускающим снаружи внутрь, сквозной канал 9 выполнен с возможностью сообщения через боковые отверстия 11, размещенные по периметру, промежуточную камеру 12 и клапанный узел 13 с затрубным пространством 14. Пружину 16 отрегулировали на полное открытие боковых отверстий 11 при росте давления на 5,0 МПа от первоначального. Произвели спуск заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10 на глубину 1640 м. Подобрали двухкомпонентную тампонирующую смесь на основе кремнийорганического продукта общим объемом 4 м3 (3 м3 кремнийорганического продукта 119-296 И и 1 м3 4% -ной соляной кислоты). После спуска заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10, посадкой пакера 7 изолировали затрубное пространство 14. Закачкой технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 по затрубному пространству 14 довели 1 м3 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) до клапанного узла 13, при этом продавливая скважинную жидкость из затрубного пространства 14 через клапанный узел 13 внутрь втулки 15 и далее в пласт 1, затем закачкой технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 по заливочным трубам 6 довели 3 м3 кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) до струйного насоса 10, продавливая скважинную жидкость из заливочных труб 6 в пласт 1. После этого в затрубном пространстве 14 создали избыточное давление в 5,0 МПа для приоткрытия клапанного узла 13, а по заливочным трубам 6 создали поток кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4). Струя кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) с высокой скоростью вытекала из сопла 17 струйного насоса 10 и понижала давление в промежуточной камере 12, сообщающейся с полостью корпуса 8, вследствие чего 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) из полости корпуса 8 поступила в промежуточную камеру 12, откуда со струей кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4), продавливаемого технологической жидкостью 3 под избыточным давлением по заливочным трубам 6, поступила в сквозной канал 9 струйного насоса 10. В сквозном канале 9 струйного насоса 10 кремнийорганический продукт 119-296 И (первый компонент 4) и 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) перемешиваются, выравниваются их скорости и давления.
При этом 4%-ная соляная кислота (второй компонент 5) вводилась в кремнийорганический продукт 119-296 И (первый компонент 4) через боковые отверстия 11 по всему периметру корпуса 8 без пульсаций и скачков давления со строго определенным расходом, который регулировали на устье насосом подачей кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) по заливочным трубам 6 и 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) по затрубному пространству 14 в соотношении соответственно 3:1, что позволило перемешать водоизолирующий состав более тщательно и регулировать срок отверждения за счет изменения концентрации 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5), закачиваемой в затрубное пространство 14.
В результате на выходе из сквозного канала 9 струйного насоса 10 в заливочных трубах 6 ниже струйного насоса 10 за счет высокой скорости турбулентного потока происходило интенсивное соударение потоков кремнийорганического продукта 119-296 И (первый компонент 4) и 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5), которое способствовало более равномерному распределению и смешению компонентов водоизолирующего состава в заливочных трубах 6. После выхода 4%-ной соляной кислоты (второй компонент 5) в промежуточную камеру 12 струйного насоса 10 стравили давление в затрубном пространстве 14, в результате чего клапан 13 под действием пружины 16 возвратился в исходное положение, герметизировав трубное пространство 18 от затрубного пространства 14.
Всего закачали по межтрубью 1 м3, а по заливочным трубам - 3 м3 технологической жидкости плотностью 1100 кг/м3. После закачки всего объема водоизолирующего состава выдержали 10 мин, сорвали пакер 7 и произвели контрольную промывку скважины 2 до чистой воды закачкой по затрубному пространству 14 технологической жидкости 3 плотностью 1100 кг/м3 в объеме 7,5 м3. После контрольной промывки скважины 2 произвели полный подъем заливочных труб 6 с пакером 7 и корпусом 8 со струйным насосом 10.
Скважину 2 оставили на время структурирования водоизолирующего состава в течение 10 ч.
Практическое применение способа показало, что по сравнению с прототипом обводненность скважины снизилась на 12%, а дебит по нефти увеличился на 10%, что доказывает выполнение технической задачи предложения.
По отношению к наиболее близкому аналогу предлагаемый способ закачки двухкомпонентного состава в пласт позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ за счет более качественного и равномерного смешивания в скважине компонентов водоизолирующего состава путем точного регулирования соотношения расходов одновременно раздельно закачиваемых в интервал изоляции пласта компонентов водоизолирующего состава при одновременном обеспечении безопасного проведения ремонтно-изоляционных работ.
Повышается эффективность изоляции притока вод в скважину через обводнившийся пласт, так как смешивание двух компонентов водоизолирующего состава происходит под струйным насосом непосредственно в нижнем конце заливочных труб, поэтому смешанная двухкомпонентная смесь выдавливается непосредственно в интервал водопритока, а посадка пакера исключает разбавление второго компонента водоизолирующего состава скважинной жидкостью в затрубном пространстве, поэтому в интервале водопритока образуется прочный изоляционный экран.
Повышается точность дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства, благодаря наличию струйного насоса, что позволяет приготовить качественный водоизолирующий состав для изоляции пласта.
Предлагаемый способ закачки двухкомпонентного состава в пласт позволяет:
- повысить эффективность изоляции пласта;
- повысить качество смешивания двух компонентов изолирующего состава;
- повысить точность дозирования второго компонента, продавливаемого из затрубного пространства;
- сократить время на приготовление и ожидание затвердевания водоизолирующего состава.
Claims (1)
- Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт, включающий спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь, установку пакера выше пласта, закачку первого компонента по заливным трубам, а второго - по затрубному пространству через клапанный узел внутрь корпуса со смешением с первым компонентом в сквозном отверстии корпуса, закачку перемешанного двухкомпонентного состава в пласт, отличающийся тем, что предварительно определяют удельную приемистость пласта, которая должна превышать 2,0 м3/(ч·МПа), втулку дополнительно оснащают струйным насосом в сквозном канале, который сообщен с клапанным узлом через боковые отверстия, выполненные по периметру, и промежуточной камерой, охватывающей корпус втулки снаружи, после чего второй компонент закачивают по затрубному пространству до клапанного узла, продавливая скважинную жидкость через клапанный узел внутрь втулки и далее в пласт, затем первый компонент по заливочным трубам закачивают до струйного насоса, залавливая скважинную жидкость в пласт, после этого в затрубном пространстве создают избыточное давление, достаточное для приоткрытия клапанного узла, а по заливочным трубам создают поток первого компонента для равномерного и интенсивного смешения в струйном насосе двух компонентов благодаря наличию промежуточной камеры, причем пропорции компонентов в двухкомпонентном составе контролируют объемами закачки жидкости по заливочным трубам и затрубному пространству с устья скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014147267/03A RU2566356C1 (ru) | 2014-11-24 | 2014-11-24 | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014147267/03A RU2566356C1 (ru) | 2014-11-24 | 2014-11-24 | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2566356C1 true RU2566356C1 (ru) | 2015-10-27 |
Family
ID=54362194
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014147267/03A RU2566356C1 (ru) | 2014-11-24 | 2014-11-24 | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2566356C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2315171C1 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2494226C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для смешения реагентов двухкомпонентного состава в скважине |
| RU2506409C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции поглощающих пластов |
-
2014
- 2014-11-24 RU RU2014147267/03A patent/RU2566356C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3489222A (en) * | 1968-12-26 | 1970-01-13 | Chevron Res | Method of consolidating earth formations without removing tubing from well |
| RU2112133C1 (ru) * | 1996-06-04 | 1998-05-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции поглощающих пластов |
| RU2315171C1 (ru) * | 2006-06-08 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2494226C1 (ru) * | 2012-03-23 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для смешения реагентов двухкомпонентного состава в скважине |
| RU2506409C1 (ru) * | 2012-10-02 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции поглощающих пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2526062C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2495996C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2315171C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2581861C1 (ru) | Способ укрепления призабойной зоны скважины | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2566356C1 (ru) | Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт | |
| RU2550638C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с непроницаемым прослоем и водоносным пропластком | |
| RU2379472C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2504650C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CN104121000A (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
| RU2644361C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2615188C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
| RU2483193C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2644360C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2014119600A (ru) | Способ добычи флюида из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2520217C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины | |
| RU2393343C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта | |
| RU2534555C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах | |
| RU2498047C1 (ru) | Способ приготовления тампонажной композиции в скважине |