RU2645233C1 - Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины - Google Patents
Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2645233C1 RU2645233C1 RU2016138905A RU2016138905A RU2645233C1 RU 2645233 C1 RU2645233 C1 RU 2645233C1 RU 2016138905 A RU2016138905 A RU 2016138905A RU 2016138905 A RU2016138905 A RU 2016138905A RU 2645233 C1 RU2645233 C1 RU 2645233C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- well
- gas
- binder composition
- tetraethoxysilane
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 20
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical class CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 claims description 37
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 2
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 2
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 2
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. В способе крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора. Продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток. Техническим результатом является снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. 3 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.
Известен способ крепления призабойной зоны пласта-коллектора скважины, который включает закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, представляющего собой смесь кремнийсодержащего вещества, карбамидоформальдегидного концентрата, солей металлов и воды, с предварительной закачкой вспененного полимерного раствора, содержащего анионный водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество, карбамидоформальдегидный концентрат, соли металлов (см. патент РФ №2467156, кл. Е21В 33/13, 2012).
Недостаток известного способа состоит в том, что при его реализации на скважинах подземных хранилищ газа в режиме однократной обработки пласта-коллектора нельзя повысить продуктивность газовых скважин.
Проведенные патентные исследования показывают, что в патентно-информационных фондах ведущих стран мира отсутствуют технические решения, являющиеся наиболее близкими к предлагаемому способу обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины по достигаемому техническому результату.
Технический результат, на получение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в снижении водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышении продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора.
Данный технический результат достигается за счет того, что способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины заключается в том, что в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80% масс. модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40% масс. водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется данными, приведенными в Таблицах 1, 2 и 3, а также фиг. 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены результаты работ по креплению продуктивного пласта-коллектора на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ (далее - ССПХГ) связующим составом при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора 80% масс. : 20% масс. В Таблице 2 показаны результаты работ по креплению продуктивного пласта-коллектора на скважинах ССПХГ связующим составом при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора 60% масс. : 40% масс. В Таблице 3 приведены данные сравнения фильтрационно-емкостных свойств образцов песчаника в результате химического крепления.
На фиг. 1 показана схема процесса цементирования газовой скважины, используемая при реализации предлагаемого способа. При этом на данной схеме показаны эксплуатационная колонна 1, насосно-компрессорные трубы (далее - НКТ) 2, пласт-коллектор 3, цементировочный агрегат 4 и компрессор 5.
На фиг. 2 приведены точки графика зависимости величины сцепления частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения, которая получена для скважин ССПХГ. На фиг. 3 показаны точки графика зависимости величины угла внутреннего трения частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения.
Принцип, лежащий в основе предлагаемого технического решения, заключается в том, что при реализации данного способа сохраняются фильтрационно-емкостные свойства пласта скважины по газу. В этом случае связующий состав используется для химического крепления пласта-коллектора газовой скважины с целью борьбы с выносом песка. Кроме того, связующий состав может применяться при проведении водоизоляционных, а также для ограничения водопритока в газовых и нефтяных скважинах. В этом случае скрепленный связующим составом материал не смачивается водой, оставаясь газо- и паропроницаемым. Всего по предлагаемому способу выполнено более 20 обработок.
Рассмотрим пример практической реализации предлагаемого способа при проведении работ по обработке продуктивного пласта-коллектора на Северо-Ставропольском ПХГ связующим составом, содержащим модифицированный тетраэтоксисилан и водный раствор катализатора (в данном случае используется неорганическая кислота), для крепления продуктивного пласта-коллектора.
Приготовление и закачка связующего состава осуществлялись с использованием стандартного оборудования, которое включает цементировочный агрегат 4 и компрессор 5 (см. фиг. 1). В данном случае проведение работ производилось в следующей последовательности:
1. При приготовлении связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора компоненты смешивали непосредственно перед закачкой состава в газовую скважину. Приготовление связующего состава на скважине производили в мерной емкости цементировочного агрегата 4 (см. фиг. 1). Емкость предварительно очищали, пропаривали и высушивали.
2. В модифицированный тетраэтоксисилан при перемешивании вводили водный раствор катализатора на основе неорганической кислоты. Смесь интенсивно перемешивали в течение 10-15 минут до получения однородной прозрачной жидкости.
3. Перед закачиванием связующего состава в колонну насосно-компрессорных труб 2 (см. фиг. 1) в качестве буфера закачивали раствор 2% соляной кислоты в количестве 1000 л и продавливали в пласт-коллектор 3 выхлопными газами от компрессора 5 до выравнивания давления в НКТ 2 и затрубном пространстве между эксплуатационной колонной 1 и НКТ 2 (фиг. 1). После выдержки скважины в покое в течение 10-15 минут отработали скважину на факельную линию с целью удаления продуктов реакции.
4. Приготовленный связующий состав закачивали насосом цементировочного агрегата 4 в насосно-компрессорные трубы 2. При этом закачку реагента, как и далее его продавку, в пласт-коллектор 3 производили при максимальном значении расхода насоса, не допуская роста давления закачивания выше допустимого давления на эксплуатационную колонну 1.
5. После этого связующий состав продавливали в пласт-коллектор 3 газом из шлейфа (для ПХГ) или выхлопными газами от компрессора 5 (фиг. 1). В этом случае газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа,
6. После выравнивания давления в трубном и затрубном пространствах закачку продавливающего агента продолжили в течение 3-4 часов. Затем скважину закрывали и выдерживали в состоянии покоя 48 часов для реагирования связующего состава.
7. По истечении времени проводили предварительную продувку скважины до чистого газа на факельную линию.
8. До окончательного реагирования связующего состава скважину закрывали и выдерживали в состоянии покоя 5 суток. После окончательного формирования структуры производили окончательную отработку скважины на факельную линию с допустимой депрессией. Вследствие того, что для продавливания связующего состава в пласт-коллектор 3 использовали газ, время отработки скважины было сокращено, что позволило уменьшить общее количество выбросов в окружающую среду.
Сведения о работе скважин ССПХГ после проведения их обработки связующим составом приведены в таблицах 1 и 2.
Согласно полученным результатам после выполненных работ выноса песка не наблюдалось, вырос дебит (который обозначается Q, тыс. м3) эксплуатационных скважин. В целом это свидетельствует о сцеплении слабосцементированного песка, увеличении прочности породы с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора.
Для определения механических и фильтрационно-емкостных свойств скрепленной породы до и после обработки связующим составом были проведены лабораторные и промысловые эксперименты, примеры реализации которых описаны ниже.
Рассмотрим, каким образом в лабораторных условиях осуществляется определение прочностных свойств слабосцементированных образцов песчаника.
В этом случае образцы для обработки связующим составом на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора представлены песчаником мелкозернистым, алевритистым низко-глинистым, который относится к коллекторам 1 класса согласно классификации А.А. Ханина (см. кн. А.А. Ханин, Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение, М., Недра, 1969, с. 234, таблица 18).
В металлическую полую цилиндрическую форму размерами - 50 мм высотой и 30 мм диаметром, смазанную солидолом, насыпали песок размером 0,2-0,4 мм и утрамбовывали в течение 1 ч. После утрамбовывания заливали в формы связующий раствор до полного смачивания песка. Затем формы сушили при температуре t=60-65°С, измеряли время, через которое происходило схватывание песка и отверждение образца.
Типичное время потери подвижности связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора (соотношение 80% масс. : 20% масс.) и закрепления песка при t=60°С составило 60 мин, при t=20°С - 150 мин. При уменьшении концентрации модифицированного тетраэтоксисилана и увеличении концентрации водного раствора катализатора в связующем составе время потери подвижности состава увеличивается и падает прочность образовавшегося геля.
Для проверки механических свойств связующего состава были проведены экспериментальные работы в лаборатории с использованием методики по исследованию прочностных свойств слабосцементированных образцов песчаника на индикаторе механических свойств ИСМ-190 «Викинг». Получаемые с использованием данной установки данные механические свойства связующего состава полностью соответствуют процедурам, регламентированным ГОСТ 24941-81 Породы горные. Методы определения механических свойств нагружением сферическими инденторами, М., 1981. Растягивающее напряжение образца σр, МПа, определяли из эксперимента по разрушению образца в процессе сжатия сферическими инденторами индикатора механических свойств ИСМ-190 «Викинг». Исходя из конкретных полученных при этом данных рассчитывали значения величины сцепления частиц песчаника и угла внутреннего трения.
На фиг. 2 и 3 представлены графики зависимостей значений величины сцепления частиц песчаника и величины угла внутреннего трения частиц песчаника в зависимости от значения растягивающего напряжения контрольного образца песчаника без обработки (БО) и после обработки образцов связующими составами с различным соотношением реагентов в смеси - составом 1 (С1), составом 2 (С2) и составом 3 (С3).
Состав 1 (С1) приготовлен при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 60% масс. на 40% масс., соответственно, состав 2 (С2) - при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 70% масс. на 30% масс., соответственно, и состав 3 (С3) - при соотношении модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора: 80% масс. на 20% масс., соответственно.
Согласно результатам проведенной проверки механических свойств связующего состава (см. фиг. 2 и 3), после обработки образцов песчаника каждым из составов 1, 2 и 3 происходит рост сцепления и увеличение прочности на разрыв по сравнению с образцами песчаника до обработки этим же составом, и наблюдается тенденция к упрочнению структуры песчаника в результате обработки связующим составом.
В среднем увеличение происходит в 1,5-2,0 раза. Значение величины угла внутреннего трения испытанных образцов практически не зависит от растягивающего напряжения.
Определение фильтрационно-емкостных свойств образцов слабосцементированного песчаника в лабораторных условиях осуществляется следующим образом.
В качестве контрольного образца использовали образец, который не подвергался обработке. В металлическую форму размерами 50 мм высотой и 30 мм диаметром, смазанную солидолом, насыпали песок, утрамбовывали в течение 1 часа. Далее в форму заливали связующий состав до полного смачивания песка. Затем формы сушили при температуре t=60-65°С. После этого образец слабосцементированного песчаника помещали в кернодержатель модернизированного стенда УИПК (установка по исследованию проницаемости керна) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств».
Затем производили поверхностный обжим образца давлением, значение которого равно 0,5 МПа (данное значение давления соответствует давлению герметизации образца в кернодержателе), а после этого через образец пропускали газ при разных значениях давления, величины которого изменялись в пределах значений от 0,01 МПа до 0,5 МПа. При проведении этих мероприятий определялось значение давления, при котором происходит разрушение образца. В реальных условиях функционирующей скважины это соответствует процессу выноса из нее песка.
Для исследования свойств обработанного связующим составом слабосцементированного песчаника были изготовлены три образца, полученные в результате использования составов при различном соотношении концентрации исходных реагентов в смеси:
- модифицированный тетраэтоксисилан 60% масс. и водный раствор катализатора 40% масс.;
- модифицированный тетраэтоксисилан 70% масс. и водный раствор катализатора 30% масс.;
- модифицированный тетраэтоксисилан 80% масс. и водный раствор катализатора 20% масс.
Для сравнения свойств образцов слабосцементированного песчаника до и после обработки связующим составом подготовлен контрольный образец, который не подвергался обработке. Для контрольного образца пористость составила 31,5%, проницаемость - 660 мД.
В Таблице 3 приведены данные по изменению пористости и проницаемости образцов слабосцементированного песчаника до и после обработки связующим составом с различным соотношением реагентов в смеси. Образцы слабосцементированного песчаника имеют разные значения пористости и проницаемости до обработки связующим составом, что связано с погрешностью измерения этих параметров и микронеоднородностью породы.
Приведенные результаты также показывают, что после обработки образцов №№1, 2 и 3 связующим составом на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора вынос песка не наблюдался, фильтрационно-емкостные свойства изменились незначительно. Это свидетельствует о том, что использование предлагаемого связующего состава эффективно.
Однако время потери подвижности связующего состава с увеличением концентрации водного раствора катализатора и уменьшением концентрации модифицированного тетраэтоксисилана в составе значительно возросло. Оптимальным составом для проведения работ на скважине является состав, в котором соотношение модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора - 80% масс. : 20% масс.
Таким образом, предлагаемый способ позволяет с использованием физико-химических методов воздействия производить крепление пласта-коллектора скважины, повышая тем самым надежность эксплуатации газовых скважин и используя при этом незначительный объем связующего состава на основе модифицированного тетраэтоксисилана и водного раствора катализатора (например, в качестве водного раствора катализатора можно использовать выпускаемый промышленностью реагент «Тесил 133», ТУ 2435-006-98942484-2008, который производится компанией ООО «НПФ Техносилоксаны», г. Москва). При этом данный способ снижает водонасыщенность призабойной зоны пласта и повышает продуктивность эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Он также позволяет увеличить продолжительность работы скважины, при которой вынос песка отсутствует и, кроме того, позволяет сократить затраты на многократные обработки газовых скважин с целью снижения выноса песка из скважины.
В результате предлагаемый способ позволяет решить проблемы выноса песка, что способствует увеличению дебита газовых скважин, обеспечению качественного функционирования скважин и уменьшению затрат на текущий и капитальный ремонт.
Claims (1)
- Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, заключающийся в том, что в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016138905A RU2645233C1 (ru) | 2016-10-03 | 2016-10-03 | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016138905A RU2645233C1 (ru) | 2016-10-03 | 2016-10-03 | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2645233C1 true RU2645233C1 (ru) | 2018-02-19 |
Family
ID=61227106
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016138905A RU2645233C1 (ru) | 2016-10-03 | 2016-10-03 | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2645233C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4157306A (en) * | 1976-08-30 | 1979-06-05 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
| RU2251615C2 (ru) * | 2003-03-26 | 2005-05-10 | Открытое акционерное общество "УПНП и КРС" | Способ изоляции притока вод в скважинах |
| RU2305765C1 (ru) * | 2006-02-27 | 2007-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ крепления призабойной зоны пласта |
| RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
| RU2490295C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
-
2016
- 2016-10-03 RU RU2016138905A patent/RU2645233C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4157306A (en) * | 1976-08-30 | 1979-06-05 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
| RU2251615C2 (ru) * | 2003-03-26 | 2005-05-10 | Открытое акционерное общество "УПНП и КРС" | Способ изоляции притока вод в скважинах |
| RU2305765C1 (ru) * | 2006-02-27 | 2007-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ крепления призабойной зоны пласта |
| RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
| RU2490295C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
| RU2814948C2 (ru) * | 2022-08-17 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ структурного армирования терригенного коллектора (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109632510B (zh) | 一种预测水化损伤页岩强度的方法 | |
| CN106837406B (zh) | 一种含瓦斯煤体多级增透方法 | |
| CN102305735B (zh) | 中渗透砂岩模拟岩心及其制备方法 | |
| CN101230261A (zh) | 一种油井增产新方法及其释氢活性试剂组份 | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| RU2645233C1 (ru) | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины | |
| RU2468187C1 (ru) | Основа отверждаемого тампонажного раствора | |
| CN1803695A (zh) | 油井用防止二氧化碳腐蚀的水泥体系 | |
| RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
| CN111303851B (zh) | 一种自聚固结抗压高渗耐温防砂剂 | |
| RU2637259C2 (ru) | Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| RU2529080C1 (ru) | Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| CN105888604A (zh) | 一种适用于低压气田老井重复改造近井筒地层永久性封堵的方法 | |
| RU2323325C2 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения пласта | |
| RU2360099C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
| RU2769942C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин | |
| RU2554656C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины | |
| Zhou et al. | Corrosion Behavior and Mechanism Analysis of Oilwell Cement Under CO2 and H2S Conditions | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| RU2561426C1 (ru) | Состав для создания скважинного фильтра | |
| KR20200043182A (ko) | 모르타르 및 콘크리트용 고농도 co₂양생장치 | |
| Shimokawara et al. | Influence of carbonated water-rock interactions on enhanced oil recovery in carbonate reservoirs: experimental investigation and geochemical modeling | |
| RU2582143C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ с использованием суспензий тонкодисперсных минеральных вяжущих | |
| RU2681716C1 (ru) | Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин | |
| RU2157880C1 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в скважине |