RU2769942C1 - Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин - Google Patents
Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769942C1 RU2769942C1 RU2021100588A RU2021100588A RU2769942C1 RU 2769942 C1 RU2769942 C1 RU 2769942C1 RU 2021100588 A RU2021100588 A RU 2021100588A RU 2021100588 A RU2021100588 A RU 2021100588A RU 2769942 C1 RU2769942 C1 RU 2769942C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- formation
- gas
- well
- inert
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical class CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 1
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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин. Способ характеризуется тем, что предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока. Затем производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва пласта. Далее осуществляют одновременную закачку инертного газообразного агента по трубному пространству и закрепляющего состава в аэрозольном состоянии по затрубному пространству скважины. При этом закрепляющий состав в аэрозольном состоянии закачивают в объеме равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1- 0,5 МПа. После чего продолжают закачку инертного газообразного агента одновременно по трубному и затрубному пространству до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов. Техническим результатом является повышение эффективности крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин с обеспечением максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, увеличение глубины обработки призабойной зоны пласта, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации. 1 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, по которому закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток (см. патент РФ №2 645 233 от 03.10.2016 г., по кл. Е21В 33/138, C09K 8/42, опубл. 19.02.2018 г.).
Недостатком указанного способа является следующее.
В процессе реализации способа происходит очаговая обработка продуктивного пласта в результате различной проницаемости пропластков. При этом значительно увеличивается расход реагентов в результате сложности движения смачиваемой жидкости в капиллярах, что приводит к необходимости проведения повторных операций для достижения результата. Продавка связующего состава - укрепляющего состава газообразным агентом без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию состава по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор, что в свою очередь прямым образом влияет на производительность скважины после обработки. Так же продавка газообразным агентом по мере снижения уровня может привести к прорыву газа в высокопроницаемый пропласток, что не позволит полноценно обработать всю зону слабосцементированных пород и существенно снизит качество проводимых операций, а следовательно, и в целом эффективность данного способа;
- известен способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах, по которому выполняют последовательную закачку в пласт через добывающую скважину газообразного агента, раствора уретанового предполимера в ацетоне, воды с продавкой указанного раствора в пласт. Осуществляют указанную закачку газообразного агента в течение не менее 1 ч при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза, закачку воды в объеме 0,5-2 ч от объема раствора полимера при его концентрации 10-40%, а после закачки указанного раствора дополнительно осуществляют закачку газообразного агента до стабилизации давления закачки (см. патент РФ №2406818 от 03.06.2009. по кл. Е21В 43/22, опубл. 20.12.2010 г.).
Недостатком указанного способа является следующее. Освободившиеся после прокачки газообразного агента поры пласта заполняются полимером, который после структурирования может полностью закупорить флюидопроводящие каналы и привести к существенному снижению, либо к полной потере продуктивности скважины. К тому же продавка воды в пласт, имеющий в своем составе глинистые частицы, приводит к их гидратации, набуханию и значительному увеличению фильтрационных сопротивлений породы, приводящих к необходимости проведения дополнительных технологических операций для сохранения коллекторских свойств пласта, что в свою очередь существенно увеличивает затраты на проведение операции укрепления пласта. Так же закачка газообразного агента до стабилизации давления закачки, без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию полимера по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор. Дополнительно стекание полимера по стенкам фильтрационных каналов влияет на качество сформировавшейся крепи, которая становится не однородной, а имеет зональное, очаговое распределение.
Техническая задача - разработка эффективного способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин со слабоцементированым типом коллектора и сохранении максимальной производительности скважин.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин с обеспечением максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, увеличение глубины обработки призабойной зоны пласта, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа, по которому предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока, затем производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва пласта, далее осуществляют одновременную закачку инертного газообразного агента по трубному пространству и закрепляющего состава в аэрозольном состоянии по затрубному пространству скважины, при этом закрепляющий состав в аэрозольном состоянии закачивают в объеме равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, после чего продолжают закачку инертного газообразного агента одновременно по трубному и затрубному пространству до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов.
Осуществление заявляемого способа начинают с обвязки на устье трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства скважины аэрозольным генератором потока, позволяющем преобразовывать закачиваемый закрепляющий состав в мелкодисперсную систему, находящуюся во взвешенном состоянии в потоке инертного газа. В качестве инертного газа могут использоваться азот, природный газ, гелий, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, а также любая другая газообразная текучая среда, не создающая при взаимодействии с природным газом взрывоопасных смесей и агрессивных сред. По способу производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва. Закачка при установившемся режиме фильтрации инертного газа в пласт способствует вытеснению жидкости из порового объема породы пласта, а также очистке фильтрационных каналов и подключению к работе большого количества периферийных фильтрационных каналов. Указанные выше пределы давления закачки инертного газа обосновываются тем, что при давлении газа менее 1,5 от пластового давления не удается получить постоянный, без пульсации поток газа, имеющий достаточную скорость движения по фильтрационным каналам. При давлении, превышающем в 2,0 раза пластового давления возможна дезинтеграция частиц породы пласта и нарушение его целостности и однородности. Закачка инертного газа в течение менее 0,5 часа, по результатам промысловой практики, не позволяет выйти на устойчивый, стабильный процесс фильтрации газа в пласт. Закачка в пласт закрепляющего состава в аэрозольном состоянии (туман) позволяет получить на стенках фильтрационных каналов тонкую пленку, способствующую закреплению частиц породы и получению прочного конгломерата, при сохранении эффективного диаметра пор и как следствие сохранении фильтрационных характеристик призабойной зоны. При этом закачка закрепляющего состава в аэрозольном состоянии в потоке инертного газа позволяет глубоко проникнуть составу в пласт и осуществить широкий охват зоны обработки с вовлечением большого количества периферийных фильтрационных каналов за счет низкого гидравлического сопротивления газового потока в отличие от продавки в пласт укрепляющего состава в жидком состоянии. Для максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта и возможности проведения эффективной отработки газовой скважины, необходимо чтобы, по меньшей мере, 20% порового объема обрабатываемой зоны были открыты для течения газа. Поэтому в предлагаемом способе закачку закрепляющего состава осуществляют в объеме жидкости, равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны. Закачка закрепляющего состава в объеме менее 0,5 порового объема обрабатываемой зоны существенно снижает эффективность способа из-за недостатка вяжущего вещества для закрепления частиц породы и получения прочного конгломерата, тем более что какая-то часть закрепляющего состава будет теряться в процессе его транспортировки на забой скважины. Закачка закрепляющего состава в объеме более 0,8 порового объема обрабатываемой зоны приводит к снижению проницаемости породы, следовательно, и дебит скважины по газу. К тому же значительно возрастают риски проведения эффективной отработки газовой скважины, поскольку более 80% порового объема обрабатываемой зоны могут оказаться заполнены закрепляющим составом. Поскольку аэрозоль (туман) это относительно устойчивая, но постоянно изменяющаяся среда, содержащая множество сконцентрированных в некотором объеме свободно витающих в газе капель жидкости радиусом от 1 до 60 мкм, стремящаяся к укрупнению капель и коалесценции - слиянию капель, приводящей к повышению степени гравитационного осаждения - седиментации крупных капель, то для доставки данной среды на забой необходим ламинарный режим движения газового потока. Поэтому закрепляющий состав в аэрозольном состоянии подают в скважину при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, что обеспечивает минимизацию коалесценции и седиментации. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях. Для определения фильтрационных свойств породы до и после обработки закрепляющим составом по предлагаемому способу проводят - стендовые испытания на модернизированном стенде УИПК-1М (установка по исследованию проницаемости керна) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств», пример реализации которых описан ниже.
Для лабораторных исследований используют насыпную модель пласта - металлический кернодержатель длиной 150 мм и внутренним диаметром 30 мм, заполненный спрессованным кварцевым песком, с начальной проницаемостью по газу в диапазоне 0,5-2 мкм2. В качестве закрепляющего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: низкомодульный силикатный реагент - 7,41, кислотный структурообразователь - 6,70, вода - остальное. Определяют следующие показатели: начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом проницаемость образца после обработки закрепляющим составом, коэффициент восстановления проницаемости.
Проницаемость образца К, мкм2, до и после обработки закрепляющим составом рассчитывают по формуле
где μ - динамическая вязкость воздуха, Па⋅с;
Ратм - атмосферное давление, Па;
q - расход прокачиваемого воздуха (газа), м3/с;
L - длина образца, м;
F - площадь сечения образца, м2;
P1 и Р2 - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.
Коэффициент восстановления проницаемости по газу Кв определяют как отношение значений проницаемости керна после обработки с и до обработки закрепляющим составом и рассчитывают по формуле
КΒ=К2/К1·100%,
где К1 - начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом, мкм2;
К2 - проницаемость образца по газу после обработки закрепляющим составом, мкм2.
Результаты исследований представлены в таблице.
Анализ полученных результатов показывает, что коэффициент восстановления проницаемости при обработке образцов керна закрепляющим составом в аэрозольном состоянии находится в пределах 97-99%, что свидетельствует о максимальном сохранении начальной проницаемости и обуславливает эффективность предлагаемого способа крепления.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.
В примере используют инертный газообразный агент - азот. Однако приводимые общие принципы, применимы и к другим инертным газообразным текучим средам.
Исходные данные:
Пластовое давление - 3,0 МПа;
Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;
Толщина пласта - 10,0 м;
Коэффициент эффективной пористости -0,3;
Диаметр обработки пласта - 1,0 м.
1. Перед проведением способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин рассчитывают необходимый объем закрепляющего состава с учетом заполнения 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, исходя из условного радиуса обработки призабойной зоны продуктивного пласта, толщины пласта и эффективной пористости коллектора.
Для обработки 10 м продуктивного пласта глубиной 1 м и эффективной пористостью коллектора 0,3 используют 1,65 м3 закрепляющего состава.
2. Производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа - передвижной азотной установкой. Технические характеристики компрессора передвижной азотной установкой обеспечивают возможность закачки и продавки инертного газа в пласт.
3. Затрубное пространство скважины обвязывают с аэрозольным генератором потока, к которому подключают источник инертного газа - передвижную азотную установку и насосный агрегат для подачи закрепляющего состава в аэрозольный генератор (цементировочный агрегат ЦА-320). При этом насосный агрегат соединен с емкостью, в которой находится приготовленный закрепляющий состав.
4. После опрессовки наземного оборудования производят закачку азота по трубному пространству скважины азота в течение 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации газа в пласт при давлении 4,5 МПа, что превышает пластовое 1,5 раза.
5. После установившегося режима фильтрации газа в пласт закачку азота по трубному пространству продолжают, при этом открывают затрубное пространство и начинают закачку в пласт через аэрозольный генератор закрепляющего состава в объеме равном 1,65 м3, что составляет 0,7 порового объема обрабатываемой зоны при давлении 5,0 МПа, превышающем давление закачки азота на 0,5 МПа.
6. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.
7. После структурирования состава закачку азота по трубному и затрубному пространству скважины прекращают, скважину закрывают, производят демонтаж технологического оборудования, после чего приступают к освоению скважины.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Claims (1)
- Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин, характеризующийся тем, что предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока, затем производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва пласта, далее осуществляют одновременную закачку инертного газообразного агента по трубному пространству и закрепляющего состава в аэрозольном состоянии по затрубному пространству скважины, при этом закрепляющий состав в аэрозольном состоянии закачивают в объеме равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1- 0,5 МПа, после чего продолжают закачку инертного газообразного агента одновременно по трубному и затрубному пространству до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100588A RU2769942C9 (ru) | 2021-01-13 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021100588A RU2769942C9 (ru) | 2021-01-13 | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769942C1 true RU2769942C1 (ru) | 2022-04-11 |
| RU2769942C9 RU2769942C9 (ru) | 2022-06-07 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694870A1 (ru) * | 1989-04-20 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ вытеснени нефти из пласта |
| US5529123A (en) * | 1995-04-10 | 1996-06-25 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling fluid loss from wells into high conductivity earth formations |
| RU2391499C2 (ru) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
| RU2406818C1 (ru) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах |
| RU2645233C1 (ru) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
| RU2732936C2 (ru) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1694870A1 (ru) * | 1989-04-20 | 1991-11-30 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ вытеснени нефти из пласта |
| US5529123A (en) * | 1995-04-10 | 1996-06-25 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling fluid loss from wells into high conductivity earth formations |
| RU2391499C2 (ru) * | 2008-09-03 | 2010-06-10 | Владимир Николаевич Колчин | Способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин |
| RU2406818C1 (ru) * | 2009-06-03 | 2010-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (ООО НТФ "Атомбиотех") | Способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах |
| RU2645233C1 (ru) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
| RU2732936C2 (ru) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| US6732797B1 (en) | Method of forming a cementitious plug in a well | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN111487172A (zh) | 一种致密储层岩心酸蚀裂缝导流能力评价装置及方法 | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU164347U1 (ru) | Устройство с индикатором в ампуле для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами и поинтервальными гидроразрывами пласта | |
| US20180065891A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| RU2769942C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин | |
| RU2769942C9 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| RU2580565C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
| RU2529080C1 (ru) | Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2269648C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2373388C2 (ru) | Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах | |
| RU2696739C1 (ru) | Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов | |
| RU2723416C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовой скважине | |
| RU2276257C2 (ru) | Способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов | |
| RU2360099C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважине | |
| RU2157880C1 (ru) | Состав для изоляции водопритоков в скважине | |
| RU2622573C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с использованием суспензий сверхлегкого проппанта и потоков газов | |
| RU2285792C1 (ru) | Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений | |
| RU2807536C1 (ru) | Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений |