RU2619778C1 - Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах - Google Patents
Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619778C1 RU2619778C1 RU2016108682A RU2016108682A RU2619778C1 RU 2619778 C1 RU2619778 C1 RU 2619778C1 RU 2016108682 A RU2016108682 A RU 2016108682A RU 2016108682 A RU2016108682 A RU 2016108682A RU 2619778 C1 RU2619778 C1 RU 2619778C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- polyaluminium chloride
- water
- solution
- injectivity
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 abstract 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 10
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229960002713 calcium chloride Drugs 0.000 description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000000079 presaturation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в условно вертикальных скважинах с обсаженным стволом. Технический результат заключается в повышении эффективности изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижении вязкости водоизолирующего реагента, а также упрощении изоляционных работ за счет их проведения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с гибкой трубой. Способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах включает приготовление, закачку и продавку в зону изоляции водных растворов полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию. Спускают гибкую трубу - ГТ и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации. Определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа). Закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении работ по ограничению водопритока без предварительного подъема скважинного оборудования в скважинах, эксплуатирующих обводненные карбонатные коллекторы.
Известен способ обработки обводненных карбонатных коллекторов (патент RU №2383724, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.03.2010 г., бюл. №7), включающий предварительное насыщение высокообводненных каналов коагулянтом путем закачки 20%-ного раствора хлористого кальция, последующую закачку буферного слоя пресной воды, затем раствора гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила - ГОПАН, буферного слоя пресной воды и осуществление солянокислотного воздействия, затем указанную закачку повторяют. В состав первой порции раствора ГОПАН дополнительно вводят 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, осуществляют закачку первой порции раствора ГОПАН при давлении закачки на устье скважины, равном 20% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, закачку каждой последующей порции раствора ГОПАН - с повышением давления закачки на устье скважины относительно предыдущей на 10% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, причем давление закачки не должно превышать 50% от давления гидроразрыва обрабатываемого пласта, каждую последующую порцию раствора ГОПАН, начиная с третьей, разбавляют водой по отношению к предыдущей в 2 раза.
Недостатком данного способа является его низкая эффективность за счет незначительного проникновения в пласт раствора ГОПАН, содержащего 0,1-1,0% сухих негидролизованных измельченных отходов волокна полиакрилонитрила, при этом образуется вязкая полимерная масса, которая не может проникать глубоко в трещины и поры, а остается в зоне контакта с 20%-ным раствором хлористого кальция.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ изоляции водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах (патент RU №2487235, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013 г., бюл. №19). Способ включает закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента из 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с pH 3,5-5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177 в объеме, равном 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч, далее через нагнетательную скважину закачивают раствор неионогенного ПАВ, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят отбор нефти через добывающую скважину. Закачку водоизолирующего реагента осуществляют по насосно-компрессорным трубам.
Недостатком известного способа является низкая эффективность изоляции водопритока из-за более высокой вязкости водоизолирующего реагента, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Реагент не проникает глубоко в поры и трещины карбонатного пласта.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижения вязкости водоизолирующего реагента, а также расширение технологических возможностей осуществления способа за счет его выполнения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с гибкой трубой.
Технические задачи решаются способом ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах, включающим приготовление, закачку и продавливание в зону изоляции водного раствора полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию.
Новым является то, что спускают гибкую трубу – ГТ, и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации, определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа), закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч.
Реагенты, применяемые в предложении:
- полиалюминия хлорид представляет собой порошок от белого до светло-желтого цвета с pH 3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,5%;
- вода пресная, сточная или минерализованная хлоркальциевого типа.
Сущность изобретения заключается в блокировании путей притока воды гелем, образующимся из водного раствора полиалюминия хлорида при его контактировании с карбонатной породой пласта, и реализуется путем закачки в изолируемый интервал водного раствора полиалюминия хлорида. Количество закачиваемого 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида в зависимости от приемистости интервала перфорации установлено опытным путем и представлено в табл. 1. На основе лабораторных исследований и опыта промысловых работ установлено, что использование раствора полиалюминия хлорида с концентрацией 10% не приводит к снижению изолирующей способности, а исключение из состава раствора полиакриламида приводит к снижению вязкости закачиваемого раствора, в результате чего он глубже проникает в поры и трещины карбонатного пласта.
Для приготовления раствора полиалюминия хлорида может быть использована пресная, сточная или минерализованная вода хлоркальциевого типа плотностью 1000-1180 кг/м3.
Реализация способа осуществляется следующим образом. В скважину без предварительного подъема глубинного насосного оборудования спускают ГТ. Опрессовывают оборудование установки с ГТ, линию высокого давления, блок противовыбросовых превенторов, связанное с ним контрольное оборудование, включая штуцерные манифольды и предохранительные клапаны. Спускают ГТ до забоя по межтрубному пространству, в процессе спуска ГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция технологической жидкости (любая жидкость, используемая при работе скважины). Поднимают ГТ на 20-30 м выше интервала перфорации. Межтрубное пространство скважины оборудуют манометром. Определяют приемистость, готовят и закачивают через ГТ в интервал перфорации 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида. При этом при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 2,0 м3/(ч⋅МПа) включительно проводят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида, а при приемистости от 2,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа) закачивают от 45 до 90 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида. Закачку и последующую продавку раствора полиалюминия хлорида проводят при максимально возможном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, но не превышая допустимое давление на эксплуатационную колонну и на пласты. Закачка при максимальном расходе необходима, так как в динамических условиях образование геля происходит медленнее, за счет чего во время закачки рост давления происходит менее интенсивно, что позволяет закачать большее количество раствора. При приближении давления к максимально допустимому закачивание раствора полиалюминия хлорида прекращают, далее продавливают на 1-3 м3 в изолируемый интервал раствор полиалюминия хлорида закачиванием в ГТ технической жидкости с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины. Поднимают ГТ и оставляют скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение не менее 168 ч. Минералогический состав пород, слагающих карбонатные коллекторы на разных месторождениях, может существенно отличаться, соответственно в зависимости от содержания карбонатного материала (солей угольной кислоты) время образования геля может существенно различаться. В течение 168 ч образование геля произойдет в условиях большинства месторождений с карбонатными коллекторами, поэтому после проведения работ по ограничению водопритока оставляют скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение 168-180 ч. Далее проводят промывку скважины от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском ГТ до забоя скважины, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию.
Пример практического применения
Пример 1. Работы проводили в скважине с обсадной колонной диаметром 168 мм, эксплуатирующей обводненный карбонатный трещиноватый пласт, интервал перфорации в скважине - 878-891 м. Провели монтаж «колтюбинговой» установки М1002. Заполнили скважину пресной водой и спустили ГТ диаметром 25,4 мм до забоя по пространству между эксплуатационной колонной и подвеской глубинного насоса, в процессе спуска ГТ поддерживали непрерывную циркуляцию пресной воды. Подняли ГТ с непрерывной циркуляцией пресной воды на 850 м над изолируемым интервалом. Заполнили скважину пресной водой. Опрессовали оборудование установки с ГТ, линию высокого давления, блок противовыбросовых превенторов, связанное с ним контрольное оборудование, включая штуцерные манифольды и предохранительные клапаны. Межтрубное пространство скважины оборудовали манометром. Определили приемистость закачиванием в интервал перфорации 6,0 м3 пресной воды, приемистость составила 1,1 м3/(ч⋅МПа). Приготовление и закачивание раствора полиалюминия хлорида проводили одновременно с использованием установки КУДР-8. В первую смесительную емкость установки КУДР-8 закачали 1,5 м3 пресной воды. При постоянном перемешивании в емкость засыпали 150 кг полиалюминия хлорида и растворили его в течение 5 мин. Приготовленный раствор полиалюминия хлорида начали закачивать в скважину, одновременно во второй смесительной емкости КУДР-8 начали аналогичным способом готовить следующие 1,5 м3 раствора полиалюминия хлорида. При поочередном приготовлении в 2-х емкостях установки КУДР-8 в скважину закачали 30 м3 водного 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Подняли колонну ГТ и оставили скважину на время образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида в течение 168 ч. Далее промыли скважину пресной водой от возможных остатков продуктов структурирования водоизоляционной композиции со спуском ГТ до забоя скважины, провели освоение и ввели скважину в эксплуатацию. В результате обводненность продукции снизилась на 35%, дебит нефти увеличился на 2,3 т. Остальные примеры выполняли аналогично примеру 1, они представлены в табл. 2.
Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в обводненных карбонатных коллекторах за счет закачивания водоизолирующего реагента с учетом удельной приемистости изолируемого интервала, снижения вязкости водоизолирующего реагента, а также расширить технологические возможности осуществления способа за счет его выполнения без предварительного подъема глубинного насосного оборудования и использования установки с ГТ.
Claims (1)
- Способ ограничения водопритоков в обводненных карбонатных коллекторах, включающий приготовление, закачку и продавку в зону изоляции водных растворов полиалюминия хлорида, оставление скважины на реагирование с целью образования геля из водного раствора полиалюминия хлорида, освоение и ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что спускают гибкую трубу – ГТ, и устанавливают ее над изолируемым интервалом перфорации, определяют приемистость интервала перфорации, производят закачку от 30 до 45 м3 10%-ного водного раствора полиалюминия хлорида при приемистости интервала перфорации от 1,0 до 3,0 м3/(ч⋅МПа) или от 45 до 90 м3 при приемистости от 3,0 до 10,0 м3/(ч⋅МПа), закачку и продавку раствора полиалюминия хлорида проводят на максимальном расходе жидкости, при котором обеспечивается бесперебойная работа насосного агрегата, не допуская повышения давления выше допустимого на эксплуатационную колонну и пласты, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 168-180 ч.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016108682A RU2619778C1 (ru) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016108682A RU2619778C1 (ru) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2619778C1 true RU2619778C1 (ru) | 2017-05-18 |
Family
ID=58715804
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016108682A RU2619778C1 (ru) | 2016-03-10 | 2016-03-10 | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2619778C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2011151598A (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны скважины |
| RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
| RU2492317C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-09-10 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин |
| RU2571474C1 (ru) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
-
2016
- 2016-03-10 RU RU2016108682A patent/RU2619778C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2011151598A (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны скважины |
| RU2492317C1 (ru) * | 2012-03-22 | 2013-09-10 | Сергей Семенович Демичев | Способ повышения продуктивности скважин |
| RU2487235C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненного карбонатного пласта |
| RU2571474C1 (ru) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2710862C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-01-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CN1062949A (zh) | 选择性降低地下水渗透性的方法 | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2720717C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2363841C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины | |
| SA517381291B1 (ar) | طرق لعلاج تكوينات تحت أرضية بواسطة تحويل موائع العلاج | |
| EP4448677A1 (en) | Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
| RU2383724C1 (ru) | Способ обработки обводненных карбонатных коллекторов | |
| RU2665494C2 (ru) | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами | |
| RU2730705C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами | |
| RU2733561C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки | |
| RU2185502C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с ее декольматацией | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| RU2525244C1 (ru) | Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины |