RU2661973C2 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661973C2 RU2661973C2 RU2016117877A RU2016117877A RU2661973C2 RU 2661973 C2 RU2661973 C2 RU 2661973C2 RU 2016117877 A RU2016117877 A RU 2016117877A RU 2016117877 A RU2016117877 A RU 2016117877A RU 2661973 C2 RU2661973 C2 RU 2661973C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- wells
- composition
- injection
- sodium silicate
- Prior art date
Links
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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид цинка 0,03-0,07, древесная мука 0,001-3,0, вода остальное, а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов - ОПЦК при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 0,5-10, ацетат хрома 0,3-1,8, оксид магния 0,03-0,07, ОПЦК 0,1-5,0, вода - остальное, при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию. 1 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен состав для изоляции вод в скважинах (А.с. СССР №1329240, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.04.85 г.), содержащий гипан (гидролизованный полиакрилонитрил), силикат натрия и воду.
Недостатком данного состава является то, что он содержит большое количество силиката натрия (30%), что экономически невыгодно.
Известен способ изоляции зоны поглощения (патент РФ №1774689, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.01.1996 г.), включающий закачку в нагнетательную или добывающую скважину одновременно раздельно двух потоков. Первый поток содержит гипан 0,01-1,0%, жидкое стекло 2-6% и воду, второй поток - водный раствор кислоты 0,44-4,0% по кислоте. Затем потоки закачивают в пласт. Дополнительно закачивают водный раствор кислоты с концентрацией, равной концентрации кислоты второго потока. Количество дополнительной кислоты 5-35% от общего объема состава. Продавливают состав в пласт пресной водой в течение 8-12 часов. Выдерживают скважину в течение 2-3 суток. После этого скважину запускают в эксплуатацию.
Недостатком данного способа является длительность структурирования изолирующего материала (до трех суток), в результате чего, в условиях высокой приемистости изолируемой зоны, изолирующий состав может быть поглощен, не успев отвердеть, что приведет к снижению эффективности ремонтных работ.
Известен способ разработки продуктивного пласта (патент РФ №2133825, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.07.1999 г.), включающий совместную закачку раствора силиката щелочного металла и пластовой или сточной минерализованной воды. При взаимодействии указанных реагентов происходит образование однородных гелеобразных осадков, которые блокируют обводненные высокопроницаемые зоны пласта.
Недостатком способа является его низкая технологическая эффективность, связанная с тем, что образующиеся гелеобразные осадки имеют недостаточно высокие реологические и структурно-механические свойства.
Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем не смешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб (НКТ), выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтанол-амина и воды.
Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за высокой вязкости исходной композиции. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.
Известен способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта (патент РФ №2536529, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, при этом в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу.
Недостатком данного способа является сложность приготовления гелеобразующего состава требуемой концентрации из-за отдельного растворения хромокалиевых квасцов и метасиликата натрия в воде и последующего смешивания полученных растворов. К недостаткам способа можно отнести и сложность доставки до интервала обработки полученного состава и последующего продавливания, из-за малого срока периода гелеобразования, равного 3-4 часам. Кроме того, метасиликат натрия относится ко второму классу опасности и требует повышенных мер безопасности при обращении с ним.
Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.
Недостатком данного способа является продолжительный период гелеобразования 6-10 часов, при значениях вязкости, близких к вязкости воды 1,2-10 мПа⋅с, в результате чего при высокой проницаемости изолируемых интервалов гелеобразующий состав может быть поглощен, не успев структурироваться, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта путем перераспределения фильтрационных потоков и создания прочных изоляционных экранов гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.
Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава на основе силиката натрия, ацетата хрома и воды, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.
Новым является то, что по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Силикат натрия | 0,5-10 |
| Ацетат хрома | 0,3-1,8 |
| Оксид цинка | 0,03-0,07 |
| Древесная мука | 0,001-3,0 |
| Вода | остальное, |
а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Силикат натрия | 0,5-10 |
| Ацетат хрома | 0,3-1,8 |
| Оксид магния | 0,03-0,07 |
| ОПЦК | 0,1-5,0 |
| Вода | остальное, |
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.%, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов. Затем скважину запускают в эксплуатацию.
При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,5 мас.% образования геля добиться не удается. Использование концентрации, превышающей 10%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей и одновременно требует значительного увеличения концентрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.
При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,3 мас.% не удается добиться образования геля даже при применении добавки окиси цинка или окиси магния. При концентрациях выше 1,8% и добавки окиси цинка или окиси магния образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в пласт. Получено экспериментально.
Оксид ZnO - рыхлый белый порошок, желтеющий при нагревании, соответствует ГОСТ 10262-73. Оксид цинка применяется для изготовления белой масляной краски (цинковые белила), в медицине и косметике, значительная часть получаемого оксида цинка используется в качестве наполнителя резины в машинной промышленности.
Оксид магния MgO обычно получают путем прокаливания природного магнезита MgCO3. Он представляет собой белый рыхлый порошок, известный под названием жженой магнезии, применяется в медицине и при изготовлении огнеупоров. Выпускается согласно ТУ-6-09-3023-79.
Добавление окиси цинка или магния в состав гелеобразующей композиции совместно с ацетатом хрома обеспечивает переход жидкого стекла в твердое водонерастворимое состояние. Окись цинка является активным компонентом, что позволяет дополнительно регулировать время индукционного периода в направлении его сокращения и получать обширные водоизоляционные экраны. Добавление наполнителя в состав гелеобразующей композиции позволит изолировать высокопроницаемые водонасыщенные каналы. При необходимости, в качестве наполнителя в состав гелеобразующей композиции добавляют древесную муку исходя из геолого-промысловых условий.
Окись магния является высокоактивным компонентом, что при высоких приемистостях скважины позволит композиции удержаться в нужном интервале эксплуатационного объекта, структурироваться и создавать прочные водоизоляционные экраны, что приведет к повышению эффективности ремонтно-изоляционных работ. Окись магния со сшивателем (ацетатом хрома) действуют комплексно, композиции, полученные на их основе, обладают большей структурной прочностью по сравнению с гелеобразующими составами, не содержащими оксид двухвалентного металла. Для повышения прочности указанной композиции, закачиваемой в высокопроницаемый и трещиноватый коллектор, в нее вводят наполнитель в виде отходов производства цеолитовых катализаторов от 0,1 до 5 мас.%, размер частиц которых соизмерим с размерами проводящих каналов.
Описываемый способ с применением оксида цинка поясняется таблицей 1, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5 мас.%. при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и оксида цинка регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.
Описываемый способ с применением оксида магния поясняется таблицей 2, в которой приведены основные характеристики водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5 мас.% при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и оксида магния регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.
Способ осуществляют следующим образом.
Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляют определение интервалов водопритока в добывающих скважинах, а также исследование профилей приемистости в нагнетательных скважинах для последующей водоизоляции.
До интервала обработки поднимают башмак насосно-компрессорных труб. Производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившимся режиме.
Рассчитывают необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас.% для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами. Трилон «В» взаимодействует с катионами поливалентных металлов и формирует высокопрочные комплексы, в связи с чем, при закачке силиката натрия преждевременные осадки не образуются.
Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55% раствора), к полученному раствору добавляют рассчитанное количество окиси металла и на последнем этапе вводят небольшими порциями силикат натрия. При необходимости в композицию добавляют наполнитель (древесная мука, ОПЦК). В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.
Далее осуществляют закачку водоизоляционного состава. При закачке состав в связи с гидродинамической селективностью, в первую очередь, поступает в более проницаемые промытые водой пропластки. Затем состав продавливают в пласт в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая начальная вязкость композиции (3-15 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.
После продавливания водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают технологическую паузу в течение 4-8 часов. После проводят промывку скважины, затем скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью 20-30 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, снижает его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступающей в скважину воды.
Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».
Способ иллюстрируется следующим примером конкретного выполнения.
Пример. Производят операцию по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 150 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составит 120-135 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивают водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (120 м3 по данным гидродинамических исследований). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 70°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий состав, содержащий 5% силиката натрия, 0,05% окиси цинка и 0,5% ацетата хрома. Перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,03 мас.% в объеме 1,3 поровых объема изолируемого интервала продуктивного пласта. При этом индукционный период составит около 282 минуты при пластической прочности образуемого геля, равной 2089 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу равной 20 часам.
Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующих составов характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.
После прокачки раствора щелочи производят повторную промывку пресной водой ствола скважины. Далее скважина закрывается на 20-30 часов для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора водоизоляционным составом максимальной прочности.
Технический результат способа выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта, снижении добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключении нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин.
Основные характеристики водоизоляционного состава на основе силиката натрия с концентрацией 5 мас.%, ацетата хрома с концентрацией в диапазоне 0,3-1,8 мас.%, отходов производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) с концентрацией 0,1 мас.%, оксида магния с концентрацией в диапазоне 0,03-0,07 мас.%, воды (остальное) при температуре 70°С.
Claims (7)
- Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего силикат натрия, ацетат хрома и воду, установку индукционного периода гелеобразующего состава при пластовой температуре, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что по первому варианту в водный раствор вводят оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
Силикат натрия 0,5-10 Ацетат хрома 0,3-1,8 Оксид цинка 0,03-0,07 Древесная мука 0,001-3,0 - Вода остальное,
- а по второму варианту в водный раствор вводят оксид магния и в качестве наполнителя - отходы производства цеолитовых катализаторов (ОПЦК) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
Силикат натрия 0,5-10 Ацетат хрома 0,3-1,8 Оксид магния 0,03-0,07 ОПЦК 0,1-5,0 - Вода остальное,
- при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 часов, затем скважину запускают в эксплуатацию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117877A RU2661973C2 (ru) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016117877A RU2661973C2 (ru) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016117877A RU2016117877A (ru) | 2017-11-10 |
| RU2661973C2 true RU2661973C2 (ru) | 2018-07-23 |
Family
ID=60264228
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016117877A RU2661973C2 (ru) | 2016-05-05 | 2016-05-05 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661973C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704661C1 (ru) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в скважину |
| RU2713063C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2714753C1 (ru) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| RU2081297C1 (ru) * | 1995-04-14 | 1997-06-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2087698C1 (ru) * | 1995-03-07 | 1997-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Способ выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2536529C1 (ru) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта |
| RU2597593C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
-
2016
- 2016-05-05 RU RU2016117877A patent/RU2661973C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| RU2087698C1 (ru) * | 1995-03-07 | 1997-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "ПРИОРИТЕТ" | Способ выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин |
| RU2081297C1 (ru) * | 1995-04-14 | 1997-06-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2536529C1 (ru) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта |
| RU2597593C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ДУРЯГИН В.Н. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещиновато-поровым типом коллектора, авто диссертации на соскание у.с. к.т.н., Санкт-Петербург, 2015, с.89-92, 94, 95. * |
| ДУРЯГИН В.Н. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещиновато-поровым типом коллектора, автореферат диссертации на соскание у.с. к.т.н., Санкт-Петербург, 2015, с.89-92, 94, 95. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704661C1 (ru) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в скважину |
| RU2714753C1 (ru) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2713063C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016117877A (ru) | 2017-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| CN108625836B (zh) | 一种低渗透底水油藏高含水油井控水增产方法 | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2419714C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2283423C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| CN105754565A (zh) | 一种有机微球与无机硅酸盐复配型稠油热采封窜剂及其制备方法 | |
| RU2495902C1 (ru) | Изоляционный раствор и способ изоляции притока пластового флюида или газа | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| CN109294540A (zh) | 一种耐高矿度的油藏深部的调剖剂及其制备方法 | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2632799C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| RU2508446C1 (ru) | Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений | |
| RU2408780C1 (ru) | Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |