RU2661935C1 - Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit - Google Patents
Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661935C1 RU2661935C1 RU2017133583A RU2017133583A RU2661935C1 RU 2661935 C1 RU2661935 C1 RU 2661935C1 RU 2017133583 A RU2017133583 A RU 2017133583A RU 2017133583 A RU2017133583 A RU 2017133583A RU 2661935 C1 RU2661935 C1 RU 2661935C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- packer
- oil
- well
- level
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, в частности для изоляции притока подошвенных вод.The invention relates to the oil and gas industry and can find practical application when conducting waterproofing works in oil wells, in particular for isolating the flow of bottom water.
В последние годы на территории Российской Федерации открываются глубокозалегающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.In recent years, deep-seated low-amplitude, complex-built oil deposits confined to transitional oil-water zones have been discovered in the territory of the Russian Federation. Most of the oil deposits are lined with partially or completely bottom waters or are delineated by regional waters. In the process of development and pilot industrial work, especially during the operation of wells, as a result of the active advancement of the interface, as a rule, two-phase inflows are obtained with the outrunning movement of water.
Недостаточное научное обоснование подходов к воздействию на прискважинную зону нефтеводонасыщенных пластов, интервалы залежей с различным нефтенасыщением, залежи с подошвенной водой, краевыми водами с целью ограничения водопритоков снижают эффективность подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и добычи нефти.Insufficient scientific substantiation of approaches to impact on the near-wellbore zone of oil-saturated reservoirs, intervals of reservoirs with various oil saturations, reservoirs with bottom water, marginal waters in order to limit water inflows reduce the efficiency of preparing recoverable oil reserves of industrial categories and oil production.
С этих позиций увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий и степени использования сырьевых ресурсов.From these positions, increasing the productivity of wells and obtaining anhydrous industrial inflows of hydrocarbons is an urgent problem, the solution of which will affect the efficiency of preparing recoverable oil reserves of industrial categories and the degree of use of raw materials.
Более рациональным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта водоизоляционного экрана до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.It should be considered more rational to create between the oil and water-saturated parts of the reservoir a water-proof screen before putting the production well into operation.
Известен способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами [Патент РФ №2386795], включающий перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта, установку пакера, установку в скважине глубинного насоса, закачку нефти из нефтенасыщенной зоны и отбор пластовой жидкости из скважины на поверхность. Перфорацию обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта осуществляют с разделением продуктивного пласта на две части, устанавливают пакер на расстоянии от двух до пяти метров выше водонефтяного контакта, затем устанавливают глубинный насос двойного действия над продуктивным пластом так, что всасывающий клапан насоса располагают выше установленного пакера в верхней части продуктивного пласта, а в процессе добычи пластовой жидкости часть отбираемой нефти из верхней части продуктивного пласта закачивают в продуктивный пласт ниже пакера.A known method of developing an oil reservoir with water-oil zones [RF Patent No. 2386795], including perforation of the casing in the oil-saturated zone of the reservoir, installing a packer, installing a downhole pump in the well, pumping oil from the oil-saturated zone, and extracting formation fluid from the well to the surface. Perforation of the casing in the oil-saturated zone of the reservoir is carried out with the division of the reservoir into two parts, a packer is installed at a distance of two to five meters above the oil-water contact, then a double-acting deep pump is installed above the reservoir so that the pump suction valve is positioned above the installed packer in the upper part of the reservoir, and during the production of reservoir fluid, part of the selected oil from the upper part of the reservoir is pumped into the productive formation below the packer.
Основным недостатком такого способа является то, что часть добываемой нефти перекачивается в водонасыщеную часть пласта, что снижает производительность скважины. Таким образом, эффективность водоизоляционных работ остается под вопросом.The main disadvantage of this method is that part of the produced oil is pumped into the water-saturated part of the reservoir, which reduces the productivity of the well. Thus, the effectiveness of waterproofing works remains in question.
Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ №2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.A known method of limiting the influx of formation water into a production well [RF Patent No. 2451165], including perforation of the production string against the production zone with subsequent determination of reservoir pressures, creating a waterproof screen in the upper part of the aquifer additionally perforated through the production string by placing insulating material therein, call inflow of formation fluids and oil production through a string of elevator pipes from a well during depression in the productive zone. Before calling the influx of formation fluids, the perforation intervals of the productive and aquifer zones are separated by installing the packer in the production casing, lowering the additional pipe string until the lower part is sealed in the packer, filling the entire additional pipe string with insulating material. The insulating material is selected with a density that ensures the equivalence of the column pressure of the insulating material and the pressure in the aquifer, and the placement of the insulating material in the aquifer is carried out by pulling it in the depression on the productive zone.
Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.The main disadvantage of this method is that solutions of polyolefins, for example polyethylene, polypropylene, their copolymers: polyisoprene, polyisobutylene or mixtures thereof, which are capable of dissolving at high temperatures, are used as an insulating material.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству - составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.A known method of isolating the influx of formation water into production wells [RF Patent 2127807] by installing a packer within the interval of perforation and injection through the tubing of water-proofing compositions into the flooded part of the formation, and through the annulus — compositions that block the flow of insulation compositions into the productive part of the formation .
Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.The main disadvantage of this method is the difficulty of controlling the blocking of insulating compositions into the productive part of the formation, associated with the need to create a certain repression on the productive formation in the perforation zone above the packer installation.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ №2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.The closest technical solution chosen for the prototype is a method of isolating the influx of formation water [RF Patent No. 2206733], which provides for the injection of insulating compositions into the water-saturated part of the formation and compositions that block the flow of insulating compositions into the productive part of the formation. According to the invention, additional pipes with a packer are lowered into the well through tubing. The packer is set within the perforation interval. Insulating compositions and blocking compositions are injected separately through tubing and additional pipes. Depending on the bottom or top of the perforation interval, formation water is isolated, the insulation compositions are pumped through additional pipes or tubing, respectively.
Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами.The main disadvantage of this method is the complexity of the implementation of technological measures associated with the descent of additional pipes with a packer through the existing tubing. The invention does not specify what kind of action the packer descends (mechanical, hydraulic, etc.), on which the success of the operation depends. It is also doubtful that the packer, lowered on additional pipes through the existing tubing, is able to qualitatively seal the annulus between the casing and additional pipes.
Задача настоящего изобретения решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ввода добывающей скважины в эксплуатацию.The objective of the present invention is solved by the method of waterproofing work in the well, which opened the oil-water reservoir, before putting the production well into operation.
Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эксплуатации скважины, а также итогового эффекта от проведенных работ за счет создания водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта.The technical result when using the invention will be to increase the duration of the operation of the well, as well as the final effect of the work performed by creating a water barrier at the border of the oil-water contact.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает бурение нефтедобывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части пласта, вскрытие подстилающей водонасыщенной части пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), спуск эксплуатационной колонны с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК, распакеровку заколонного пакера, спуск колонны бурильных труб с пакером набухающего действия так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера был на уровне ВНК, ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера, закачка водоизоляционной композиции через колонну бурильных труб в водонасыщенную часть пласта с созданием водоизоляционного экрана, отсоединение верхней части бурильных труб от нижней с пакером набухающего действия, ожидание времени затвердения цемента, спуск бурильных труб с долотом, разбуривание оставшихся в скважине нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия с вымывом стружки на поверхность, подъем колонны бурильных труб с долотом, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку цементного раствора для установки цементного стакана от забоя скважины до уровня ВНК, подъем НКТ, ожидание ОЗЦ, освоение скважины через перфорированый хвостовик обсадной колонны и вывод скважины на режим.The task and technical result are achieved by the fact that the method of waterproofing the production well, which opened the oil and gas reservoir, before it is put into operation, involves drilling an oil well, opening the oil-saturated part of the reservoir, opening the underlying water-saturated part of the reservoir 2-3 meters below the level of the oil-water contact (VNK), launching a production casing with a perforated liner and with an annular packer to a depth of 2-3 meters above the level of the VNK, unpacking the annular packer, descending to drill pipe string with a swellable packer so that the swellable packer sealing element is at the WOC level, wait for the packer seal swell time, pump the water-proofing composition through the drill pipe string into the water-saturated part of the formation with a water barrier, disconnect the upper part of the drill pipe from the bottom a swellable action packer, waiting for cement to harden, lowering drill pipes with a chisel, drilling the bottom of the drill pipe remaining in the well a swelling action packer with flushing chips to the surface, raising the drill pipe string with a chisel, lowering the tubing string, pumping cement to install the cement cup from the bottom of the borehole to the bottom hole level, raising the tubing, waiting for the borehole hole, perforating the well casing liner and well output to the mode.
В зависимости от конкретных геолого-технических условий заколонные проходные пакеры могут применяться для следующих целей: разобщение пластов в интервале цементирования, а также выше и ниже него; защита пласта от контакта с тампонажным раствором; сохранение уровня столба тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при проведении водоизоляционных работ, обработок скважин и др.Depending on the specific geological and technical conditions, annular through packers can be used for the following purposes: uncoupling of layers in the cementing interval, as well as above and below it; protection of the formation from contact with grouting mortar; maintaining the level of the cement slurry column in the annulus of the well during waterproofing, well treatments, etc.
Проходные заколонные пакеры предназначены для надежной изоляции газонефтеводоносных пластов и предотвращения межпластовых перетоков.Through-hole casing packers are designed to reliably isolate gas-oil and water-bearing strata and prevent inter-reservoir flows.
Проходной пакер спускается в составе обсадной колонны и не перекрывает внутреннюю полость обсадной колонны.The feedthrough packer descends as part of the casing and does not overlap the inner cavity of the casing.
Обязательными условиями, определяющими эффективность применения заколонных пакеров, являются выбор рационального места их установки, тщательная подготовка ствола скважин, точное размещение в строго заданном интервале, срабатывание его в соответствии с техническими требованиями.Mandatory conditions that determine the effectiveness of using casing packers are the choice of a rational installation location, careful preparation of the wellbore, precise placement in a strictly specified interval, and its operation in accordance with technical requirements.
В качестве заколонного пакера можно рекомендовать самоуплотняющиеся пакер, который характеризуются тем, что уплотнительный элемент его представляет собой колоколообразную манжету, наружный диаметр которой в свободном состоянии превышает диаметр перекрываемой скважины. Поэтому и ее прижим к стенкам скважины осуществляется силами упругости материала манжеты (т.е резины), а герметизация происходит автоматически, так как под воздействием перепада давлений степень прижатия манжеты к стенкам скважины увеличивается.As an annular packer, a self-sealing packer can be recommended, which is characterized by the fact that its sealing element is a bell-shaped cuff, the outer diameter of which in the free state exceeds the diameter of the blocked well. Therefore, its pressure against the walls of the well is carried out by the elastic forces of the cuff material (i.e., rubber), and sealing occurs automatically, since under the influence of pressure drops the degree of cuff pressing against the walls of the well increases.
В пакерах же набухающего действия уплотнительный элемент выполнен из специального эластомера, который способен увеличиваться в объеме, вступая в контакт с определенными жидкостями - водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера закупоривается затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины.In swellable packers, the sealing element is made of a special elastomer, which is able to increase in volume by coming into contact with certain liquids - water, water-based solutions, oil, hydrocarbon-based solutions or drilling mud. Due to the swelling of the elastomer, the annulus in the cased and uncased wellbores is clogged, thereby providing sealing of individual parts of the wellbore.
Скорость набухания эластомера зависит от состава эластомера, физико-химического состава жидкости, в которой происходит его набухание, степени доступа жидкости к поверхности эластомера, а также от температурных условий.The swelling rate of the elastomer depends on the composition of the elastomer, the physico-chemical composition of the fluid in which it swells, the degree of access of the fluid to the surface of the elastomer, and also on temperature conditions.
В зависимости от температурных условий в скважине, минерализации пластовой воды, состава углеводородов, степени доступа жидкости к эластомеру процесс набухания может длиться от нескольких часов до нескольких дней и недель. Полное увеличение объема может меняться от 100% до 200% и больше.Depending on the temperature conditions in the well, the mineralization of produced water, the composition of hydrocarbons, the degree of fluid access to the elastomer, the swelling process can last from several hours to several days and weeks. A full increase in volume can vary from 100% to 200% or more.
В качестве водоизоляционного состава для создания водоизоляционного экрана можно рекомендовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 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 [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].As a waterproofing composition for creating a waterproofing screen, it is possible to recommend a composition including R-U microdur, PFM-ISO multifunctional modifier, F-10 superplasticizer and water at a water-cement ratio of 0.5 in the following ratio of components, wt. %: microdur R-U 48.75-49.05, multifunctional modifier PFM-ISO 1.0-1.2%, superplasticizer F-10 0.9-1.3%, water - the rest [RF Patent No. 2613067. Composition for repair and insulation work in wells. / Leontiev D.S., Kustyshev A.V., Kleschenko I.I. and etc.].
Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.The mutual influence of the components on each other, their synergistic effect in the proposed composition allows due to the reaction and curing in reservoir conditions to form a strong stone-like material.
Способ реализуется следующим образом (см. фиг. 1, 2, 3, 4).The method is implemented as follows (see Fig. 1, 2, 3, 4).
1. В процессе бурения нефтедобывающей скважины (1) производится вскрытие нефтенасыщенной части (2) пласта, а также вскрытие подстилающей водонасыщенной части (3) пласта на 2-3 метра ниже уровня водонефтяного контакта (4).1. During the drilling of an oil producing well (1), the oil-saturated part (2) of the formation is opened, as well as the underlying water-saturated part (3) of the formation is opened 2-3 meters below the level of the oil-water contact (4).
2. Производится спуск эксплуатационной колонны (5) с перфорированным хвостовиком и с заколонным пакером (6) на глубину на 2-3 метра выше уровня ВНК (4).2. The production casing (5) with the perforated shank and with the annular packer (6) is lowered to a depth of 2-3 meters above the level of the oil-and-gas industry (4).
3. Производится распакеровка заколонного пакера (6).3. Unpacking the casing packer (6).
4. Осуществляется спуск колонны бурильных труб (7) с пакером набухающего действия (8) так, чтобы уплотнительный элемент набухающего пакера (8) был на границе ВНК (4) (фиг. 1).4. The drill pipe string (7) is lowered with the swellable action packer (8) so that the sealing element of the swellable packer (8) is on the BHK boundary (4) (Fig. 1).
5. После этого в зависимости от свойств эластомера осуществляется ожидание времени разбухания уплотнительного элемента пакера (8) (к примеру, от 24 часов до 48 часов).5. After that, depending on the properties of the elastomer, the time for swelling of the packer sealing element (8) is expected (for example, from 24 hours to 48 hours).
6. По истечении этого времени и проверки качества герметизации пакера (8) производится закачка водоизоляционной композиции (9) через бурильные трубы (7) в водонасыщенную часть пласта (3) с образованием водоизоляционного экрана (10) (объем закачиваемого тампонажного раствора зависит от толщины водонасыщенной части и определяется технологической службой предприятия) (фиг. 2).6. After this time and checking the quality of the packer sealing (8), the water-proofing composition (9) is pumped through the drill pipe (7) into the water-saturated part of the formation (3) with the formation of a water-proof screen (10) (the volume of grouting fluid injected depends on the thickness of the water-saturated parts and is determined by the technological service of the enterprise) (Fig. 2).
7. После закачки производится отсоединение верхней части колонны бурильных труб (7) от нижней, и скважина (1) оставляется на ожидание времени затвердения цемента (к примеру, на 24 часа).7. After injection, the upper part of the drill pipe string (7) is disconnected from the lower one, and the well (1) is left waiting for the cement to harden (for example, for 24 hours).
8. По истечении времени ожидания производится спуск новой компоновки бурильных труб с долотом (11) (фиг. 3).8. After the waiting time has passed, the new drill pipe assembly with a bit (11) is launched (Fig. 3).
9. Производится разбуривание оставшихся в скважине (1) нижней части бурильных труб с пакером набухающего действия (8) с вымывом стружки на поверхность.9. Drilling of the lower part of the drill pipe remaining in the well (1) with a swellable action packer (8) is carried out with flushing of the chips to the surface.
10. Осуществляется подъем колонны бурильных труб с долотом (11).10. The drill string is being lifted with a chisel (11).
11. Спускают насосно-компрессорные трубы (12) (фиг. 4).11. Lower the tubing (12) (Fig. 4).
12. Закачивают цементный раствор для установки цементного стакана (13) от забоя скважины (14) до уровня ВНК (4).12. The cement slurry is pumped to install the cement cup (13) from the bottom of the well (14) to the level of the oil-water supply (4).
13. Осуществляют подъем колонны НКТ (12), скважину (1) оставляют на ОЗЦ, производят освоение скважины (1) через перфорированый хвостовик обсадной колонны (5) и вывод на режим.13. The tubing string is lifted (12), the well (1) is left on the OZZ, the well is developed (1) through the perforated liner of the casing (5) and the output is switched to the mode.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133583A RU2661935C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133583A RU2661935C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2661935C1 true RU2661935C1 (en) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981472
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017133583A RU2661935C1 (en) | 2017-09-26 | 2017-09-26 | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661935C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114198036A (en) * | 2021-11-29 | 2022-03-18 | 中海石油(中国)有限公司 | Flushing head, negative pressure sand flushing device with same and use method of negative pressure sand flushing device |
| RU2775120C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2206733C2 (en) * | 2001-07-02 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of shutoff of formation water inflow |
| RU2231630C1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells |
| RU2291957C2 (en) * | 2004-12-28 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for operation of product well and equipment for realization of said method |
| RU2340760C1 (en) * | 2007-08-29 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Method of elimination of lower borehole annulus circulation in well |
| RU2451165C1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for restriction of brine water inflow to production well |
| WO2014062391A1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlled swell-rate swellable packer and method |
| RU2564704C1 (en) * | 2014-09-02 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method on inflow isolation of bottom water in well |
-
2017
- 2017-09-26 RU RU2017133583A patent/RU2661935C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2206733C2 (en) * | 2001-07-02 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of shutoff of formation water inflow |
| RU2231630C1 (en) * | 2002-11-15 | 2004-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for restoring productiveness and starting operation of standing oil and gas wells |
| RU2291957C2 (en) * | 2004-12-28 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for operation of product well and equipment for realization of said method |
| RU2340760C1 (en) * | 2007-08-29 | 2008-12-10 | Айрат Ильхатович Ибрагимов | Method of elimination of lower borehole annulus circulation in well |
| RU2451165C1 (en) * | 2011-07-07 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for restriction of brine water inflow to production well |
| WO2014062391A1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlled swell-rate swellable packer and method |
| RU2564704C1 (en) * | 2014-09-02 | 2015-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method on inflow isolation of bottom water in well |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114198036A (en) * | 2021-11-29 | 2022-03-18 | 中海石油(中国)有限公司 | Flushing head, negative pressure sand flushing device with same and use method of negative pressure sand flushing device |
| CN114198036B (en) * | 2021-11-29 | 2023-10-31 | 中海石油(中国)有限公司 | Flushing head, negative pressure sand flushing device with flushing head and use method of negative pressure sand flushing device |
| RU2775120C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water |
| RU2804653C2 (en) * | 2022-05-16 | 2023-10-03 | Дмитрий Евгеньевич Копылов | Method for gas production in a watered gas well by periodically removing formation water from the bottom hole into the underlying water-saturated formation |
| RU2793351C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-03-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit |
| RU2795281C1 (en) * | 2023-02-07 | 2023-05-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well completion method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| RU2661935C1 (en) | Method of conducting water-insulating works in the extracting well, excluding the water oil deposit | |
| RU2480581C1 (en) | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells | |
| RU2379472C1 (en) | Method of well's horizontal borehole part repair insulation works | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2586337C1 (en) | Procedure for completion of stripper well | |
| RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
| RU2299308C2 (en) | Water-bearing bed isolation method | |
| RU2355873C1 (en) | Well operating procedure | |
| RU2444611C1 (en) | Isolation method of productive formation from bottom water inflow | |
| RU2665769C1 (en) | Method of preventing water flow in well developed oil in water reservoir | |
| RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2661171C1 (en) | Method for isolating the inflow of formation water in an uncased horizontal section of the wellbore | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| RU2793351C1 (en) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit | |
| RU2795281C1 (en) | Well completion method | |
| RU2471061C1 (en) | Isolation method of brine water influx in well | |
| RU2536904C1 (en) | Elimination of well water production | |
| RU2808347C1 (en) | Method for eliminating annular circulation | |
| RU2562306C1 (en) | Method of isolation of thief zone during well drilling | |
| RU2774251C1 (en) | Method for eliminating flows behind the casing in petroleum production boreholes |