RU2726668C1 - Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине - Google Patents
Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2726668C1 RU2726668C1 RU2020103548A RU2020103548A RU2726668C1 RU 2726668 C1 RU2726668 C1 RU 2726668C1 RU 2020103548 A RU2020103548 A RU 2020103548A RU 2020103548 A RU2020103548 A RU 2020103548A RU 2726668 C1 RU2726668 C1 RU 2726668C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- coiled tubing
- bop
- tubing string
- water
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 5
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000008030 superplasticizer Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007123 defense Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод в газодобывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах, обводненных по причине формирования конуса подошвенных вод. Способ включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками; через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт; после осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим. 4 ил.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод в газодобывающих скважинах.
При эксплуатации скважин, особенно на завершающей стадии разработки месторождений, по мере снижения пластового давления, в газонасыщенную часть залежи активно внедряются подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а уже по мере подъема газоводяного контакта (ГВК) подойдет к забою и через перфорационные отверстия начнет поступать в скважину и постепенно скапливаться на забое, с последующим подъемом по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая газу поступать из скважины на поверхность. Таким образом, скважина обводняется, и добыча из нее прекращается.
Одними из основных видов ремонтов скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, вступающих или вступивших в позднюю стадию разработки, когда происходит падение пластового давления, подъем ГВК, обводнение скважин и разрушение коллектора в прискважинной зоне пласта, которые перекрывают интервал перфорации скважины и препятствует движению углеводородов на дневную поверхность вплоть до полного прекращения добычи, являются ликвидация песчаных пробок и водоизоляционные работы.
В настоящее время существует множество способов проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др.- М.: Недра, 1979.- С. 238-241].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
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.
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.
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.
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.
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.
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, так как закачка водоизоляционного состава производится как над пакером (по кольцевому пространств между трубами НКТ и дополнительными трубами), так и под пакером (в дополнительные трубы).
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах, обводненных по причине формирования конуса подошвенных вод.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа проведения работ по изоляции водопритока с применением колтюбинга (гибкие трубы или иначе ГНКТ).
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками. Через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт. После осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора. Затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность. Скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.
Способ реализуется следующим образом (фиг. 1, 2, 3, 4).
Способ включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор 1 с направляющей аркой 2, уплотнительное устройство 3 (к примеру, с боковым люком), верхний райзер 4, блок противовыбросового оборудования (ПВО) 5 (к примеру, четырехплашечный превентор), дроссель 6, нижний райзер 7, превентор со срезными уплотнительными плашками 8, который устанавливается непосредственно над фонтанной арматурой 9 газодобывающей скважины (фиг. 1).
Через НКТ 10 в скважину спускается гибкая НКТ (ГНКТ) 11 с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой (не показано) до верхних перфорационных отверстий 12, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО 5, подается технологическая жидкость через ГНКТ 11 для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя 6 должен быть открыт, что и позволяет технологической жидкости прокачиваться по малому затрубному пространству (между НКТ 10 и ГНКТ 11) и через дроссель 6 выходить на дневную поверхность с частицами песка, оседавшего на забое скважины и образовавшего песчаную пробку 13 (фиг. 2).
После осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО 5, осуществляют подъем ГНКТ 11, после извлечения которой закрывают буферную задвижку 14 фонтанной арматуры 9 газодобывающей скважины. Далее в скважину через НКТ 10 при открытой задвижке 14 спускают компоновку на ГНКТ 11, состоящей из коннектора, надувного пакера 15, двух обратных клапанов и аварийного разъединителя и воронки с косым срезом (или иначе срезного патрубка) (последние три не показаны) до обводнившегося интервала пласта 16. Проводят закачивание водоизоляционной композиции с продавкой ее в пласт 16 (фиг. 3) для закрепления коллектора и образования водоизоляционного экрана 17 (фиг. 4).
При прокачке водоизоляционной композиции надувной пакер 15 раздувается и герметизирует кольцевое пространство между ГНКТ 11 и обсадной колонной 18 скважины.
После проведения работ в скважине устанавливают микроцементный стакан 19 и компоновку на ГНКТ 11 извлекают на дневную поверхность. Далее скважину оставляют на ожидание затвердевание микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.
В качестве состава для создания водоизоляционного экрана рекомендуется 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.].
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.
ОПИСАНИЕ К РИСУНКАМ
1 - инжектор
2 - направляющая арка
3 - уплотнительное устройство
4 - верхний райзер
5 - блок ПВО
6 - дроссель
7 - нижний райзер
8 - превентор со срезными уплотнительными плашками
9 - фонтанная арматура
10 - НКТ
11 - ГНКТ
12 - перфорационные отверстия
13 - песчаная пробка
14 - буферная задвижка
15 - надувной пакер
16 - пласт
17 - водоизоляционный экран
18 - обсадная колонная
19 - микроцементный стакан.
Claims (1)
- Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине, отличающийся тем, что включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками; через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт; после осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103548A RU2726668C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103548A RU2726668C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2726668C1 true RU2726668C1 (ru) | 2020-07-15 |
Family
ID=71616863
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020103548A RU2726668C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2726668C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809475C1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-12-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3490535A (en) * | 1968-06-17 | 1970-01-20 | Mobil Oil Corp | Formation of plugs within wells |
| RU2127807C1 (ru) * | 1998-04-09 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Стройтрансгаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2188929C1 (ru) * | 2001-12-28 | 2002-09-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Способ проведения водоизоляционных работ на скважине |
| RU2206733C2 (ru) * | 2001-07-02 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| US8561687B2 (en) * | 2006-01-06 | 2013-10-22 | Trican Well Service Ltd. | Pressure containment devices and methods of using same |
-
2020
- 2020-01-28 RU RU2020103548A patent/RU2726668C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3490535A (en) * | 1968-06-17 | 1970-01-20 | Mobil Oil Corp | Formation of plugs within wells |
| RU2127807C1 (ru) * | 1998-04-09 | 1999-03-20 | Закрытое акционерное общество "Стройтрансгаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2206733C2 (ru) * | 2001-07-02 | 2003-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод |
| RU2188929C1 (ru) * | 2001-12-28 | 2002-09-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Способ проведения водоизоляционных работ на скважине |
| US8561687B2 (en) * | 2006-01-06 | 2013-10-22 | Trican Well Service Ltd. | Pressure containment devices and methods of using same |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809475C1 (ru) * | 2023-03-28 | 2023-12-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109736737B (zh) | 一种储层气体钻井不压井起下钻的方法 | |
| CN102691492B (zh) | 注蒸汽稠油井筛管完井跨越油层固井工艺 | |
| RU2726668C1 (ru) | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине | |
| RU2379472C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины | |
| CN111827948A (zh) | 一种裸眼井鱼骨刺增产及筛管完井一体化工具 | |
| RU2405930C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2398099C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2341645C1 (ru) | Способ промывки песчаной пробки и предотвращения пескования в обводняющейся скважине в условиях подъема газоводяного контакта | |
| RU2488692C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2468186C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2651829C1 (ru) | Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности | |
| RU2665769C1 (ru) | Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2283421C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине | |
| RU2631512C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах | |
| RU2776018C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта | |
| RU2188929C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ на скважине | |
| RU2730158C1 (ru) | Способ ремонта эксплуатационной колонны добывающей скважины | |
| RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
| RU2774251C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах | |
| CN109236261A (zh) | 一种油气井大排量水力喷射分层压裂管柱及压裂方法 | |
| RU2819884C1 (ru) | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления | |
| RU2707109C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод на участках их поступления в скважинах с горизонтальным окончанием |