RU2620684C1 - Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину - Google Patents
Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620684C1 RU2620684C1 RU2016124944A RU2016124944A RU2620684C1 RU 2620684 C1 RU2620684 C1 RU 2620684C1 RU 2016124944 A RU2016124944 A RU 2016124944A RU 2016124944 A RU2016124944 A RU 2016124944A RU 2620684 C1 RU2620684 C1 RU 2620684C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cuso
- oil
- microcement
- solution
- tubing
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000004941 influx Effects 0.000 title claims description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 claims description 3
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 229910000366 copper(II) sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 abstract 4
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N Calcium hypochlorite Chemical compound [Ca+2].Cl[O-].Cl[O-] ZKQDCIXGCQPQNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- 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
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
-
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине.
На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнет постепенное скапливание жидкости на забое и ее медленное поднимание по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается.
Более правильным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта подвижной оторочки буферной жидкости (экрана), способствующей равномерному вытеснению нефти водой без образования конусов.
Подвижный вязкоупругий экран (ПВЭ) должен состоять из жидкости с вязкостью водной фазы не меньше вязкости вытесняемой нефти и плотностью меньше плотности пластовой воды, но больше плотности вытесняемой нефти.
Достичь этого можно с помощью закачки через специальные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора подвижного вязкоупругого экрана [Стуканогов Ю.А., Коган Е.С., Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей // Газовая промышленность - 1987 - №5 - С. 58-61].
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М: Недра, 1979. - С. 238-241].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [2 - Патент РФ №2127807 E21B 43/32].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтегазопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ (ВИР).
Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) АК-639, затворенного на пресной воде, и цементного раствора (Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2003. - №2. - С. 17-19).
Недостатком этого способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания в скважину ВНП, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г. Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч⋅МПа), многократно увеличивающийся в объеме, уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК E21B 43/32, E21B 33/138 опубл. 10.11.1999 г.). Способ включает закачку в скважину порции порошкообразного водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 10-20% в воде, выдержку в скважине в течение 0,5-4 ч, последующую закачку в скважину второй порции упомянутого полимера в воде, концентрация которого меньше концентрации полимера первой порции, продавку закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.
Недостатком этого способа является то, что после выдержки в скважине суспензии водонабухающего акрилового полимера он многократно разбухает и поэтому может быть закачан в пласт только при наличии катастрофического поглощения. Но наличие катастрофических поглощений не характерно для обводненных нефтеносных пластов. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа, в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч⋅МПа), водонабухающий акриловый полимер после выдержки в скважине не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.
Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК, перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ до перфорационных отверстий, закачивание первой порции состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После этого закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). Закачивание в три цикла позволит создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта. Подъем колонны НКТ, ожидание затвердевания микроцемента, разбуривание микроцементного стакана до кровли экрана, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.
Состав на основе унифлока, ЭТС-32 и CuSO4 защищен патентом РФ (№2196877 от 20.01.2003 г. «Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах» (авторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В., Ефимов А.Д., Демичев С.С.). Экспериментальные исследования представлены в патенте на изобретение.
В качестве установки микроцементного стакана рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Са(ClO)2 - 2,0. [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с].
Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 1.
Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 2.
Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Свойства нормируются ТУ 6-00-0203.
Медный купорос (CuSO4) - сернокислая медь, представляет собой кристаллы светло-синего цвета. В составе является сшивателем полимера.
Этилсиликат (ЭТС-32) - маслянистая жидкость, плотность дл 1220 кг/м3, не ядовита.
Способ реализуется следующим образом.
1. В скважину, законченную бурением и спуском эксплуатационной колонны, спускают перфоратор (например, кумулятивный) на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК (фиг. 1).
2. Проводят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК.
3. Поднимают перфоратор.
4. Спускают колонну НКТ до перфорационных отверстий (фиг. 2).
5. Закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4.
6. После этого закачивают вторую порцию при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17).
7. После этого закачивают третьею порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17).
8. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта (фиг. 3).
9. Поднимают компоновку НКТ.
10. Проводится ОЗЦ.
11. Разбуривают микроцементный стакан до кровли экрана.
12. Спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах в нефтенасыщенный интервал пласта (фиг. 4),
13. Проводят перфорацию пласта, скважину осваивают и выводят на режим.
Описание:
1 - эксплуатационная колонна;
2 - НКТ;
3 - перфоратор (для проведения перфорации эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК);
4 - ВНК;
5 - перфорационные отверстия;
6 - долото;
7 - первая порция ВИК;
8 - вторая порция ВИК;
9 - третья порция ВИК;
10 - микроцементный раствор;
11 - цементный стакан, разбуренный до кровли водоизоляционного экрана 4;
12 - перфоратор (для проведения перфорации в нефтенасыщенной части пласта).
Claims (1)
- Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК, перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ до перфорационных отверстий, закачивание первой порции состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4, закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32 : CuSO4 = 0,33:0,17), закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32 : CuSO4 = 0,33:0,17), при этом закачивание в три цикла позволяет создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК, закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта, подъем колонны НКТ, ожидание затвердевания микроцемента, разбуривание микроцементного стакана до кровли экрана, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124944A RU2620684C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124944A RU2620684C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2620684C1 true RU2620684C1 (ru) | 2017-05-29 |
Family
ID=59032250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016124944A RU2620684C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620684C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3547199A (en) * | 1968-11-19 | 1970-12-15 | Pan American Petroleum Corp | Method for combating water production in oil wells |
| RU2196877C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2326922C1 (ru) * | 2006-09-25 | 2008-06-20 | Иван Иванович Клещенко | Состав для ремонтных работ в скважинах |
| RU2495229C1 (ru) * | 2012-02-13 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
-
2016
- 2016-06-21 RU RU2016124944A patent/RU2620684C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3547199A (en) * | 1968-11-19 | 1970-12-15 | Pan American Petroleum Corp | Method for combating water production in oil wells |
| RU2196877C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2326922C1 (ru) * | 2006-09-25 | 2008-06-20 | Иван Иванович Клещенко | Состав для ремонтных работ в скважинах |
| RU2495229C1 (ru) * | 2012-02-13 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2569941C2 (ru) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ изоляции подошвенной воды |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2578134C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2420657C1 (ru) | Способ разработки обводненных нефтяных месторождений | |
| RU2495996C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2465434C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале | |
| RU2620684C1 (ru) | Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2509885C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| RU2631512C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах | |
| RU2534555C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах | |
| RU2299308C2 (ru) | Способ изоляции водоносных пластов | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2444611C1 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды | |
| RU2775120C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой | |
| RU2015312C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| RU2471062C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2651829C1 (ru) | Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности | |
| RU2772069C1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
| RU2601707C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения |