RU2655495C1 - Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине - Google Patents
Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655495C1 RU2655495C1 RU2017115526A RU2017115526A RU2655495C1 RU 2655495 C1 RU2655495 C1 RU 2655495C1 RU 2017115526 A RU2017115526 A RU 2017115526A RU 2017115526 A RU2017115526 A RU 2017115526A RU 2655495 C1 RU2655495 C1 RU 2655495C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- formation
- water
- oil
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 abstract description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 11
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract description 10
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 abstract 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 abstract 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 8
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008030 superplasticizer Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static 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
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)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта. После этого спускают и устанавливают до кровли обводнившегося пласта компоновку НКТ с «пером» и пакером. Затем проводят гидроиспытание НКТ с пакером, определяют приемистость обводненного пласта. Под давлением в заданный интервал закачивают водоизоляционную композицию на основе этилсиликат (ЭТС) + гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ) + глинопорошок, следом для докрепления закачивают состав на основе микродура с модификатором и пластификатором. После этого устанавливают микроцементный стакан до кровли обводнившегося пласта и оставляют скважину на ОЗЦ. Затем разбуривают микроцементный стакан и пакер-пробку, спускают компоновку с перфоратором и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта. Предлагаемый способ позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана, а также увеличить период безводной эксплуатации скважины. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах.
Как правило, виды водопритоков в добывающие скважины определяются геологическим строением нефтяных залежей: проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, наличием подошвенных или контурных вод в геологическом разрезе скважины, близким расположением водоносных горизонтов, способом эксплуатации залежей, предусматривающим нагнетание вод с целью поддержания пластового давления, и др.
Наиболее распространенной проблемой при совместной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной является прорыв нагнетаемой воды, используемой для целей ППД по высокопроницаемому пласту, ограниченному сверху и снизу непроницаемыми перемычками. В этом случае источником обводненности скважины может быть активная законтурная вода либо вода из нагнетательных скважин.
На практике, при отсутствии внутрипластовых перетоков такую проблему обычно решают путем применения неупругих изолирующих составов или механических изоляторов в нагнетательной или добывающей скважине. Выбор между закачкой изолирующей жидкости или применением механических изолирующих систем зависит от знания того, какой пропласток обводнился.
Известен способ блокирования водоносных пластов (патент RU №2124634), включающий закачку водорастворимого полимера, силиката натрия, регулятора гелеобразования, наполнителя и воды. В качестве водорастворимого полимера состав содержит ПАА, в качестве наполнителя - гранулы прессованного древесного материала (древесная мука или опилки диаметром 0,1-3,0 мм), в качестве регулятора гелеобразования - соляную кислоту.
Недостатком данного способа является вероятность начала гелеобразования водоизоляционного состава до закачки его в скважину из-за использования соляной кислоты, что может привести к возникновению трудностей при прокачивании водоизоляционного состава в скважину.
Известен способ изоляции пластовых вод в скважине (патент RU №2150571), включающий закачку заранее приготовленного гелеобразующего состава, состоящего из жидкого стекла, структурообразователя и воды, а в качестве структурообразователя используется порошок водонабухающего полимера В-615.
Однако недостатком такого способа является то, что предлагаемый водоизоляционный состав применим только в высокоминерализованных пластовых водах, тогда как в пресных (нагнетаемых) гелеобразование при взаимодействии с составом невозможно из-за низкого содержания солей поливалентных металлов.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2476665), включающий приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3. Цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспензии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м3.
Недостатком данного способа является сложность и длительность технологического процесса проведения водоизоляционных работ в скважинах.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции водопритока в нефтедобывающих скважинах.
Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что с целью изоляции водопритока в скважине, эксплуатирующей несколько продуктивных пластов, предложен способ последовательной закачки двух водоизоляционных композиций (ВИК), отличающихся своим составом по их начальной вязкости, времени затвердевания, крепящим свойствам и селективности.
Первая порция ВИК необходима для химического реагирования с водой, применяемой для целей ППД и прорвавшейся в нефтедобывающую скважину. В качестве первой водоизоляционной композиции рекомендуется состав, включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % глинопорошок. Предпосылкой рекомендуемого водоизоляционного состава является разработанный и запатентованный селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [пат. 2529080 Российская Федерация, МПК Е21В 33/138 (2006.01), С09К 8/506 (2006.01). Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Долгушин В.А., Клещенко И.И., Леонтьев Д.С. и др. - Заявка №2013125841/03, 04.06.2013; опубл. 27.09.2014, Бюл. №27. - 6 с.], включающий 10 об. % гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости (ГКЖ-11Н), в качестве катализатора 85 об. % этилсиликата ЭТС-40, в качестве загустителя 5 об. % диатомита.
Отличие рекомендуемого водоизоляционного состава от известного состоит в замене диатомита, используемого в качестве загустителя, на бентонитовый глинопорошок.
Бентонитовый глинопорошок обычно применяется для приготовления и регулирования свойств буровых растворов на водной основе, с массовой долей влаги не более 10%, с остатком на сите №05 после мокрого ситового анализа не более 0% и на сите №0071 не более 10%.
Как известно, частицы глинопорошков способны к диспергированию (т.е. набуханию) при контакте с водой. Замечено, что чем ниже минерализация воды, тем больше набухание частиц глинопорошка. Таким образом, замена диатомита бентонитовым глинопорошком позволит использовать его в качестве загустителя водоизоляционной композиции, а также повысить эффективность работ путем дополнительной кольматации путей притока воды.
В качестве второй ВИК (докрепляющего состава) рекомендуется применять состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2, суперпластификатор F-10 0,9-1,3, вода - остальное [пат. 2613067 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01), C09K 8/506 (2006.01). Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др. - Заявка №2015140215, 21.09.2015; опубл. 15.03.2017, Бюл. №8].
Результаты лабораторных исследований по изучению: определения времени образования и качества изолирующего материала, кинематической вязкости и статического напряжения сдвига тампонажных растворов, прочности сформированного тампонажного камня на изгиб и сжатие представлены в таблицах 5, 6 и 7 пат. 2613067.
Способ реализуется следующим образом.
Водоизоляционные работы проводят методом тампонирования в обводнившийся пласт под давлением с установкой съемного или разбуриваемого пакера через имеющиеся перфорационные отверстия:
- скважину 1, эксплуатирующую продуктивные пласты 2 и 3 через перфорационные отверстия 5, глушат (фиг. 1);
- извлекают внутрискважинное оборудование (не показано);
- спускают и устанавливают пакер-пробку 6 (фиг. 2) до подошвы обводнившегося пласта 2 нагнетаемыми водами 4;
- до кровли обводнившегося пласта 2 нагнетаемыми водами 4 спускают компоновку НКТ с «пером» и пакером (съемным или разбуриваемым) (фиг. 2) (при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-покер);
- производят гидроиспытание НКТ с пакером;
- определяют приемистость обводненного пласта;
- приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал водоизоляционную композицию на основе ЭТС + ГКЖ + глинопорошок 8 с последующим закачиванием состава на основе Микродур с модификатором и пластификатором 9 (для докрепления);
- после закачки микроцемента 9 устанавливают микроцементный стакан 10 в полости скважины до кровли обводнившегося пласта (фиг. 3);
- оставляют скважину 1 на ОЗЦ. По истечении срока ОЗЦ производят разбуривание микроцементного стакана 10 и пакер-пробки 6 (не показано);
- спускают компоновку с перфоратором (например, гидропескоструйным) и проводят повторную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта 2.
Предлагаемый способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине позволяет увеличить прочность и радиус водоизоляционного экрана и тем самым увеличить безводный (или с оптимальным содержанием воды в продукции) период эксплуатации скважины.
Claims (1)
- Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине, включающий глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта нагнетаемыми водами, спуск и установку до кровли обводнившегося пласта компоновку НКТ с «пером» и пакером, гидроиспытание НКТ с пакером, определение приемистости обводненного пласта, закачивание под давлением в заданный интервал водоизоляционной композиции на основе этилсиликат (ЭТС) + гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость (ГКЖ) + глинопорошок с последующим закачиванием состава на основе микродур с модификатором и пластификатором (для докрепления), установку микроцементного стакана до кровли обводнившегося пласта, оставление скважины на ОЗЦ, разбуривание микроцементного стакана и пакер-пробки, спуск компоновки с перфоратором, проведение повторной перфорации эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017115526A RU2655495C1 (ru) | 2017-05-02 | 2017-05-02 | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017115526A RU2655495C1 (ru) | 2017-05-02 | 2017-05-02 | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655495C1 true RU2655495C1 (ru) | 2018-05-28 |
Family
ID=62559935
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017115526A RU2655495C1 (ru) | 2017-05-02 | 2017-05-02 | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655495C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794105C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (ru) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Способ изоляции водопритока в скважине |
| CN104403053A (zh) * | 2014-11-14 | 2015-03-11 | 天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司 | 一种采油用的聚合物类堵水预交联调驱剂及其制备方法 |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2588582C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах |
-
2017
- 2017-05-02 RU RU2017115526A patent/RU2655495C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (ru) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Способ изоляции водопритока в скважине |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| CN104403053A (zh) * | 2014-11-14 | 2015-03-11 | 天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司 | 一种采油用的聚合物类堵水预交联调驱剂及其制备方法 |
| RU2588582C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Правила ведения ремонтных работ в скважинах, РД 153-39-023-97, дата введения 01.11.1997, п.4.2.1.1. КЛЕЩЕНКО И.И. и др. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010, с.169-183, 267-304. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794105C1 (ru) * | 2022-10-21 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10871061B2 (en) | Treatment of kerogen in subterranean zones | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| CN111255428B (zh) | 一种套管水平井井筒重建重复压裂方法 | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2655495C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
| RU2576416C1 (ru) | Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты) | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| CA3048404A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2566345C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2468186C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
| US20180208825A1 (en) | Controllable sealant composition for conformance and consolidation applications | |
| RU2519262C1 (ru) | Способ изоляции пластов цементосиликатными растворами | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
| CN114508333A (zh) | 一种直井缝口暂堵转向循缝找洞压裂物理模拟方法 | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2333346C1 (ru) | Способ ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны нефтегазовой скважины | |
| RU2196885C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа | |
| RU2641555C1 (ru) | Способ герметизации дегазационных скважин | |
| RU2494243C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин |