RU2698929C1 - Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах - Google Patents
Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698929C1 RU2698929C1 RU2018132265A RU2018132265A RU2698929C1 RU 2698929 C1 RU2698929 C1 RU 2698929C1 RU 2018132265 A RU2018132265 A RU 2018132265A RU 2018132265 A RU2018132265 A RU 2018132265A RU 2698929 C1 RU2698929 C1 RU 2698929C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- well
- reservoir
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 6
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- -1 Nefras Substances 0.000 claims description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Substances C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- 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
-
- 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)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Использование: нефтяная промышленность. Проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, мас.%: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100. Затем продавливают изолирующий состав в пласт продавочной жидкостью, после чего осуществляют технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов. Далее осуществляют пуск скважины и выводят ее на штатный режим. При этом закачку изолирующего состава и продавочной жидкости проводят при давлении не выше давления разрыва пласта. Технический результат заключается в достижении селективного регулирования проницаемости неоднородного пласта для газа при неизменности или повышении проницаемости для нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам изоляции газопритоков и в добывающих скважинах.
Известен способ изоляции водопритока в газовых скважинах (RU 2011145359, 2011), заключающийся в закачке в пласт изолирующего состава и создании до и после закачки водоизолирующего состава в скважине давления выше пластового путем нагнетания газа с последующей выдержкой скважины при данном давлении.
Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в пласт суспензии порошков полимера, глинистого компонента и химически модифицированного дисперсного кремнезема в углеводородной жидкости-носителе. В качестве химически модифицированного дисперсного кремнезема используют продукт МДК «Кварц».
Недостатком указанных способов является неприменимость последних для изоляции газопритоков (газоизоляции) в добывающих скважинах газонефтяных месторождений, в преждевременных прорывах газа, приводящих к снижению дебита по нефти и, как следствие, к снижению коэффициента извлечения нефти из пласта.
Более близким к изобретению является способ изоляции водо- и газопритоков в скважинах, описанный в патенте RU 2206712, 2003, включающий закачку в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб в интервале закачки состава в пласт, при котором до закачки в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний закачивают оторочку смеси воды с товарной нефтью и оторочку воды или водного раствора осадкообразующих реагентов и проводят технологическую выдержку. В качестве изоляционного состава используют состав, содержащий высокомолекулярный углеводородорастворимый полимер - бутилкаучук с молекулярной массой 16000-60000 или полиизобутилен с молекулярной массой 20000-80000, углеводородный растворитель и высоковязкую нефть при следующем соотношении компонентов, мас. %:
высокомолекулярный углеводородорастворимый полимер - 0,25-0,35,
углеводородный растворитель - 8,0-10,0,
высоковязкая нефть - остальное
В качестве углеводородного растворителя используют н-гептан, н-гексан, дизтопливо, керосин, бензин, газовый конденсат. Возможно после закачки изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний закачивают оторочку воды, товарной нефти, неионогенного и/или анионного поверхностно-активного вещества - ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас. %:
неионогенное и/или анионное ПАВ - 0,08-0,2,
товарная нефть - 50,0-54,0,
вода - остальное.
Недостаток данного способа заключается в сложной технологии проведения процессов изоляции водо- и газопритоков, включающей необходимость использования как многокомпонентного изоляционного состава, так и специализированного комбинированного оборудования (гидродинамический генератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб).
Техническая проблема настоящего изобретения заключается в упрощении технологии способа при повышенном коэффициенте извлечения нефти.
Указанная проблема решается описываемым способом изоляции газопритоков в добывающих скважинах, заключающийся в том, что проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, %масс: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100, последующее продавливание полученного изолирующего состава в пласт продавочной жидкостью, после чего осуществляют технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов с последующим пуском скважины и выводом ее на штатный режим, причем закачку изолирующего состава и продавочной жидкости проводят при давлении не выше давления разрыва пласта.
Предпочтительно, в качестве продавочной жидкости используют дегазированную нефть, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо.
Достигаемый технический результат заключается в достижении селективного регулировании проницаемости неоднородного пласта для газа при неизменности или повышении проницаемости для нефти.
Способ проводят следующим образом.
Гидрофобный глинистый материал предварительно, взятый в расчетном количестве диспергируют в мазуте. При этом степень диспергирования определяют условием необходимости достижения равномерного распределения глины во всем объеме мазута. Полученный при диспергировании состав содержит 1,0-3,0% масс гидрофобного глинистого материала и мазут в количестве остальное, до 100% масс.
В качестве гидрофобного глинистого материала возможно использовать, в частности, органобентониты, такие, как, например, гидрофобная глина - органобентонит Орбент - 91, КОНСИТ-А.
В качестве мазута возможно использовать такие марки мазута, как, например, мазут Ф5, мазут M100.
Полученную дисперсию (изолирующий состав) закачивают в добывающую скважину, затем продавливают в пласт продавочной жидкостью. В качестве продавочной жидкости используют, в частности, дегазированную нефть, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо. Объем продавочной жидкости составляет значение, равное не менее суммарного объема насосно-компрессорных труб и забоя скважины. Закачивание и продавливание состава осуществляют при давлении не выше давления разрыва пласта. Затем производят технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов. При этом использование изолирующего состава приводит к снижению депрессии на 2-3% отн. от проектного значения. В этой связи последующий пуск скважины осуществляют вначале при пониженной депрессии с последующим выводом скважины на штатный режим.
Прорыв газа и воды происходит через высокопроницаемые пропластки неоднородного нефтяного или нефтегазового пласта. При закачивании в добывающие скважины гидрофобного вязкого изолирующего состава, указанный состав, в первую очередь, проникает в высокопроницаемые интервалы и пропластки прискважинной зоны неоднородного пласта. Указанный состав поглощает (растворяет) прорвавшийся газ и оттесняет воду в пласт. При закачивании в пласте создается эффективный газоизолирующий экран. При последующем пуске скважины в работу пластовая нефть легко вытесняет избыточный изолирующий состав. При этом используемый изолирующий состав не оказывает отрицательного влияния на проницаемость пласта для нефти.
Пример.
Изолирующий состав для реализации предлагаемого способа готовят следующим образом.
Гидрофобный глинистый материал, взятый в расчетном количестве, диспергируют в мазуте с получением изолирующего состава.
В качестве гидрофобного глинистого материала используют органобентонит «Орбент - 91» (ГОСТ 2458-079-17197708).
В качестве мазута используют мазут Ф5 (ГОСТ 10585-99).
В таблице 1 приведены значения реологических свойств - вязкости и предельного напряжения сдвига для составов, содержащих органобентонит «Орбент - 91» и мазут Ф5, взятых в различных массовых соотношениях.
Вязкость составов измеряют ротационным вискозиметром Реотест-3.
Значения предельного напряжения сдвига для вышеуказанных составов определяют на основе обработки кривых течения по модели Бингама: 
где
Р - напряжение сдвига, Па;
Ро - предельное напряжение сдвига, Па;
n - вязкость, Па×c;
Данные таблицы 1 показывают, что составы, содержащие 0,1-3,0% масс органобентонит Орбент - 91 и мазут Ф5 - остальное, до 100% масс имеют незначительное предельное напряжение сдвига и удовлетворительную вязкость при пластовой температуре. Таким образом, использование вышеописанного изолирующего состава позволяет улучшить условия его проникновения в поровое пространство пласта.
При концентрации гидрофобного глинистого материала более 3%масс.состав становится вязким и непрокачиваемым.
Определение газоизолирующих свойств состава при осуществлении предлагаемого способа иллюстрируют на примере использования для неокомских пластов Северного Каспия. Порода продуктивного пласта представляет собой песчаник мелкозернистый, алевролитовый, малоглинистый, с включениями глины. Исследования проводят с использованием фильтрационной установки УИК-5 (ООО «Глобелнефтесервис»).
Газоизолирующую способность заявляемого способа определяют по методике, заключающейся в проведении следующих этапов.
Этап 1. Изготовление насыпной модели пласта.
Керн дезинтегрируют и экстрагируют спирто-бензольной смесью и высушивают при 105°С до постоянного веса, гомогенизируют. Подготовку моделей пласта проводят по общепринятой методике. Модели пласта из дезинтегрированного керна имеют начальную нефтенасыщенность около 69%, проницаемость по газу - 3-5 мкм2, проницаемость по нефти - 1-2 мкм2. Насыпные модели пласта представляют собой модели трещиноватой пористой среды нефтенасыщенного пласта, через который прорывается газ.
Этап 2. Насыщение насыпной модели пласта нефтью.
Изготавливают изовискозную модель нефти путем смешения обезвоженной нефти с очищенным керосином. После этого модель пласта размещают вертикально и изовискозную модель нефти подают сверху.
Этап 3. Моделирование прорыва газа через нефтенасыщенную модель пласта.
Насыпную нефтенасыщенную модель пласта вертикально помещают в установку УИК-5, создают противодавление в 5,0 МПа и нагревают до пластовой температуры (78-79°С). На вход в вертикально расположенную модель пласта подают газ (метан) и следят за появлением газа на выходе из модели пласта. Одновременно измеряют перепад давления и определяют количество жидкости на выходе из установки. Перепад давления, при котором происходил прорыв газа, определяют как максимальное значение перепада давления в ходе этапа эксперимента. Этап заканчивают после закачки 0,8-1 п.о. газа.
Этап 4. Моделирование процесса закачки.
Через низ вертикально расположенной модели пласта закачивают последовательно изолирующий состав и продавочную жидкость.
При этом контролируют перепад давления на концах модели пласта. При достижении максимального проектного значения перепада давления на модели пласта 1,4-2 Мпа автоматически снижают скорость подачи.
Таким образом, моделируют процесс закачки изолирующего состава и продавочной жидкости для удовлетворения условия соответствия значения давления закачки не выше давления разрыва пласта.
После окончания процесса закачки в пласт модель выдерживают 12 часов в состоянии покоя.
Этап 5. Моделирование прорыва газа через пористую среду, обработанную газоизолирующим составом.
Моделирование повторного прорыва газа проводят аналогично этапу 3. На вход в вертикально расположенную модель пласта подают метан и следят за появлением газа на выходе из модели пласта. Одновременно измеряют перепад давления и определяют количество жидкости на выходе из установки. Перепад давления, при котором происходит прорыв газа, также определяют как максимальное значение перепада давления в ходе эксперимента. Объем закачки газа обычно составляет около 0,8-1 п.о., что достаточно для стабилизации перепада давления.
Далее рассчитывают газоизолирующую способность (Ф) заявляемого способа путем определения отношения максимального перепада давления при прорыве газа после закачки газоизолирующего состава в пористую нефтенасыщенную модель пласта к максимальному перепаду давления при прорыве газа через нефтенасыщенную модель пласта без использования закачки указанного состава при одинаковой скорости фильтрации газа по формуле:
Ф=(ΔРсост/ΔРнефт)×100%, где
Ф - газоизолирующая способность, % отн.
ΔРсост - максимальный перепад давления при прорыве газа через пористую среду (модель пласта), обработанную составом, Па
ΔРнефт - максимальный прорыв давления при прорыве газа через пориую среду (нефтенасыщенную модель пласта) с остаточной водонасыщенностью, Па.
Полученные данные приведены в таблице 2.
Данные таблицы 2 показывают, что составы с концентрацией глинистого материала менее 1% масс. не обладают достаточной газоизолирующей способностью при повышенной пластовой температуре, в отличие от составов, содержащих 1% масс. и более гидрофобной глины. Таким образом, оптимальными технологическими свойствами обладает газоизолирующий состав на основе мазута, содержащий не менее 1,0% масс. и не более 3,0%масс.гидрофобного глинистого материала.
Описываемый способ позволяет повысить нефтеотдачу на 2,0-3,0% об., дебит скважин по нефти - на 1-40 т/сут, КИН месторождения (участка) - до 20% отн.
Claims (2)
1. Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах, заключающийся в том, что проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, мас.%: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100, последующее продавливание полученного изолирующего состава в пласт продавочной жидкостью, после чего осуществляют технологическую выдержку скважины в состоянии покоя в течение не менее 12 часов с последующим пуском скважины и выводом ее на штатный режим, причем закачку изолирующего состава и продавочной жидкости проводят при давлении не выше давления разрыва пласта.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве продавочной жидкости используют дегазированную нефть, нефтяной растворитель типа Нефрас, дизельное топливо.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132265A RU2698929C1 (ru) | 2018-09-11 | 2018-09-11 | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132265A RU2698929C1 (ru) | 2018-09-11 | 2018-09-11 | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2698929C1 true RU2698929C1 (ru) | 2019-09-02 |
Family
ID=67851730
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018132265A RU2698929C1 (ru) | 2018-09-11 | 2018-09-11 | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698929C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1596090A1 (ru) * | 1988-07-06 | 1990-09-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
| RU2206712C2 (ru) * | 2001-08-01 | 2003-06-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины |
| US20090260813A1 (en) * | 2007-01-09 | 2009-10-22 | Anderson Gregory E | Method for Terminating or Reducing Water Flow in a Subterranean Formation |
| RU2601888C1 (ru) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
-
2018
- 2018-09-11 RU RU2018132265A patent/RU2698929C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1596090A1 (ru) * | 1988-07-06 | 1990-09-30 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Состав дл изол ции водопритока в скважину |
| RU2206712C2 (ru) * | 2001-08-01 | 2003-06-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ изоляции водо- и газопритоков в скважины |
| US20090260813A1 (en) * | 2007-01-09 | 2009-10-22 | Anderson Gregory E | Method for Terminating or Reducing Water Flow in a Subterranean Formation |
| RU2601888C1 (ru) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СУСЛОВА А. А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений. Диссертация. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015, с.125. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764512C1 (ru) * | 2020-12-25 | 2022-01-18 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ обработки скважин при добыче газа из низкотемпературных, низкопроницаемых и заглинизированных пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU777258B2 (en) | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores | |
| US2596843A (en) | Fracturing formations in wells | |
| US2596844A (en) | Treatment of wells | |
| US3955993A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| Zaitoun et al. | Two-phase flow property modifications by polymer adsorption | |
| CN103015944A (zh) | 完善固结差的地层的方法 | |
| US2742426A (en) | Composition for hydraulically fracturing formations | |
| USRE23733E (en) | Fracturing formations in wells | |
| Harris | Dynamic fluid-loss characteristics of CO2-foam fracturing fluids | |
| AU2003262106B2 (en) | Improved permeable cement composition and method for preparing the same | |
| US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
| RU2698929C1 (ru) | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах | |
| US2712355A (en) | Hydraulic fracturing of earth formations | |
| US2876839A (en) | Fracturing formations with a volatile fluid | |
| RU2377390C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в скважине | |
| Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
| US2880802A (en) | Recovery of hydrocarbons from oil-bearing strata | |
| RU2660967C1 (ru) | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2698924C1 (ru) | Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах | |
| US2825409A (en) | Hydraulic fracturing of formations | |
| US2796131A (en) | Process for improving the oil-water ratio of oil and gas wells | |
| US2794779A (en) | Well treatment composition | |
| US2859821A (en) | Method of increasing permeability of subterranean formations by hydraulic fracturing | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201203 Effective date: 20201203 |