RU2772069C1 - Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины - Google Patents
Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2772069C1 RU2772069C1 RU2021118874A RU2021118874A RU2772069C1 RU 2772069 C1 RU2772069 C1 RU 2772069C1 RU 2021118874 A RU2021118874 A RU 2021118874A RU 2021118874 A RU2021118874 A RU 2021118874A RU 2772069 C1 RU2772069 C1 RU 2772069C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- insulating composition
- volume
- formation
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 46
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 16
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин с одновременным снижением трудоемкости и продолжительности проведения водоизоляционных работ. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта ГРП включает заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт. При этом выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводненности. Определяют необходимый объем изолирующего состава Vобщ. по формуле Vобщ.= V1+Vобщ.тр., где V1 - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины, Vобщ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства. Объем Vобщ.тр. рассчитывают по формуле Vобщ.тр.=Vпр.⋅h3/h1, где Vпр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3, h1 - мощность нефтяного пласта, м, h3 - мощность водоносной части пласта, м. Заливают изолирующий состав объема Vобщ. в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта. В качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду. Причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к зоне перфорации конуса обводненности.
Из уровня техники известны различные способы проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них являются трудоемкими.
При длительной стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную часть залежи появляется конус обводненности. Первоначально к стволу скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнет подниматься по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча нефти из нее прекращается.
Достичь этого можно с помощью закачки через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора подвижного вязкоупругого экрана (Стуканогов Ю.А., Коган Е.С., Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей, Газовая промышленность, 1987, № 5, стр. 58-61).
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, стр. 238-241).
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора (патент RU 2127807, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/13, опубл. 20.03.1999).
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
Известны способы разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU 2509885, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.03.2014), способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.
Известен способ (патент RU 2586120, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/138, опубл. 10.06.2016), содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению.
Недостатком способа является то, что он требует проведения вскрытие пласта, что усложняет его, кроме того в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины (патент RU 2326229, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2008), включающий закачку водоизоляционного материала в скважину с предварительным определением объема водоизоляционного материала и продавку его в пласт (водоносную часть трещинного пространства), водоизоляционный материал размещают в кольцевом пространстве призабойной зоны скважины, ограниченного эквипотенциалями.
Недостатком этого способа является сложность определения объема водоизоляционного материала.
На эффективность эксплуатации нефтяных скважин, с наличием водонефтяного контакта, в трещинах гидравлического разрыва пласта (ГРП) существенное влияние оказывает конус водообразования, в результате которого скважина значительно обводняется. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В настоящее время имеется потребность повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водой.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.
Поставленная задача решается с помощью способа изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта (ГРП) включающего заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, при этом выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводненности, определяют необходимый объем изолирующего состава Vобщ. по формуле
Vобщ.=V1+Vобщ.тр.,
где V1 - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,
Vобщ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства,
Vобщ.тр. - рассчитывают по формуле
Vобщ.тр.=Vпр⋅h3/h1,
где Vпр - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3,
h1 - мощность нефтяного пласта, м,
h3 - мощность водоносной части пласта, м,
затем готовят раствор изолирующего состава с объемом Vобщ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.
Предпочтительно гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см2.
Раскрытие изобретения.
Предварительные этапы работ для реализации предлагаемого изобретения.
1. По рабочим делам скважин на месторождении выбираются наиболее подходящие скважины для проведения водоизоляционных работ, те которые имеют трещины.
В трещину при гидравлическом разрыве пласта закачивают расклинивающий агент (пропант) для предотвращения смыкания трещины и обеспечения, таким образом, улучшенного извлечения добываемых текучих сред, таких как нефть, газ или вода.
Пропант поддерживает расстояние между стенками трещины, создавая в пласте проницаемые каналы.
Выбор скважин производится по следующим параметрам:
- стратиграфия скважины;
- конструкция скважины;
- история эксплуатации скважины.
2. Стратиграфия скважины.
На данном этапе оценивается состав нефтеносного коллектора. По данным геофизических материалов изучается глубина залегаемого коллектора (глубина подошвы и кровли пласта), далее определяется мощность пласта. По данным инклинометрии определяем кривизну ствола и далее мощность пласта по стволу скважины. Так же определяем степень однородности нефтяного пласта и наличие в нем непроницаемых пропластков. Далее определяется уровень пластового давления.
На фиг. 1 показано схематично расположение скважины в нефтяном пласте,
где:
h1 - мощность нефтяного пласта;
h2 - мощность нефтенасыщеного интервала;
h3 - мощность водоносной части пласта;
h4 - интервал перфорации;
3. Конструкция скважины.
Определяется глубина забоя скважины, диаметр обсадных колонн и интервала перфорации. Эти показатели необходимы в дальнейшем для проведения расчетов, при определении объемов изолирующего состава и продавочной жидкости.
Глубина забоя скважины используется для определения объема скважины V1 от нижнего края перфорации до забоя скважины.
4. История эксплуатации.
В истории эксплуатации по рабочим делам скважин определяем объем извлеченной нефти, для определения процента извлеченной нефти от дренированных запасов. Далее изучается график обводненности скважин. По графику обводненности определяется способ обводнения.
В процессе эксплуатации скважин на максимальных режимах в призабойной зоне пласта, на уровне водонефтяного контакта (ВНК), появляется зона повышенной разряженности, что способствует подтягиванию к зоне перфорации пластовой воды. За счет значительно меньшей вязкости вода перекрывает всю зону перфорации и скважина в дальнейшем подает на устье исключительно пластовую воду.
Наибольшая зона разряженности находится в непосредственной близости от ствола скважины. По мере удаления от ствола уровень разряжения ослабевает.
Величина разряженности прямо пропорциональна величине депрессии и обратно пропорциональна расстоянию от призабойной зоны.
На фиг. 2 показано изменение величины разряженности на расстоянии от призабойной зоны, где:
1 - уровень ВНК;
2 - интервал перфорации;
3 - зона наибольшего разряжения;
4 - зона умеренного разряжения;
5 - зона слабого разряжения;
6 - зона не подвергающаяся разряжению;
7 - кровля нефтяного пласта.
8 процессе работы скважины зона наибольшего разряжения увеличивается, что приводит к увеличению конуса обводненности, а как следствие и увеличение зоны перекрытия интервала перфорации водой.
В межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается практически на начальном уровне.
На фиг. 3 показан вид сверху на ствол скважины, условные трещины и направление движения жидкости, где:
8 - ствол скважины;
9 - условная трещина;
10 - направление движения жидкости;
11 - край трещины.
Суть предлагаемого способа заключается в следующем: объем трещин от подошвы 17 и до уровня ВНК 1 заполняем изолирующим составом - например, утяжеленным полимерным раствором. В качестве изолирующего состава используют любые известные из уровня техники составы, возможно применение в составе дополнительных добавок, улучшающих продавливание изолирующего состава через перфорационные отверстия интервала перфорации 2 в скважине. В пластовых условиях раствор полимера в статическом положении, под воздействием повышенной температуры, приобретает ярко выраженные вязко-тягучие свойства и создает препятствие на пути пластовой воды.
Нефть, поскольку находится выше уровня ВНК 1, имеет возможность беспрепятственного доступа к зоне перфорации скважины.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом:
1. Из всего фонда скважин выбираем наиболее подходящую скважину. Скважина должна иметь обводненность исключительно за счет образования конуса обводненности.
2. Изучаем литологию скважины, определяем состав пласта, наличие однородности пласта или наличие в нем пропластков, определяем остаточное пластовое давление. Так же определяем вязкость нефти и ее состав. Определяем состав пластовой воды, плотность.
3. Рассчитываем объем водно-полимерного раствора Vобщ., необходимого для закачки в скважину, который включает объем V1 скважины от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и объем водоносной части трещинного пространства Vтр., который равен объему раствора пропанта Vпр., закачанного в водоносную часть трещинного пространства при гидравлическом разрыве пласта.
На фиг. 4 показана подготовка скважины к реализации способа изоляции воды.
1 - уровень ВНК;
2 - интервал перфорации;
8 - ствол скважины;
11 - край трещины;
12 - забой скважины;
13 - пластовая вода;
14 - воронка;
15 - нижний край интервала перфорации;
16 - башмак воронки;
17 - подошва водоносной части пласта (основание трещины ГРП).
Соотношение мощности нефтяного пласта h1 и мощности водоносной части пласта h3, показанное на фиг. 1 используем для определения объема изолирующего состава для вытеснения пластовой воды, так как в межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается на начальном уровне.
Определяем общий объем трещенного пространства (Vобщ.тр.) по объему закачанного пропанта Vпp. при ГРП. При 100% высоте трещин Vобщ.тр. так же равен 100%. Процент h3 от h1 равен соотношению Vобщ.тр. к Vпp.. Следовательно процент водоносной части трещинного пространства равен проценту объема от объема закачанного пропанта.
Используя этот простой расчет, произведенный по данным скважины, находим объем Vобщ.тр. изолирующего состава, который требуется закачать в основание трещины ГРП в призабойной зоне пласта. Известны расчеты размеров трещин ГРП, но все они достаточно сложны.
4. По мере вычисления требуемого объема, например, водо-полимерного раствора определяем химический состав пластовой воды и с учетом данных, а так же пластовых условий подбираем необходимый изолирующий состав, например полимер, который будет соответствовать необходимым характеристикам. Плотность раствора рассчитываем по формуле Дарси-Вейсбаха.
5. Далее рассчитываем плотность водо-полимерного раствора. За основу берем остаточное пластовое давление. Для успешной закачки раствора на забой скважины необходимо создать гидростатическое давление столба жидкости, превышающее остаточное пластовое не более чем на 5-10 кгс/см3.
Подготовка скважины.
Непосредственно перед закачиванием водо-полимерного раствора поднимаем из ствола скважины все подвесное оборудование. После этого в скважину спускается воронка 14. Башмак воронки 16 должен располагаться на уровне нижней части зоны перфорации 15.
Для расчета объема водо-полимерного раствора (изолирующего состава) необходимо учитывать объем скважины V1 от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и общий объем раствора Vобщ.=Vобщ.тр.+V1.
Изолирующий состав с объемом V1 остается в забое скважины или откачивается на конечном этапе откачивания после продавочной жидкости.
После подготовки необходимого объема раствора изолирующего состава и продавочной жидкости производим закачивание последовательно раствор - продавочная жидкость. В качестве продавочной жидкости можно использовать воду с соответствующей плотностью.
В случае необходимости у продавочной жидкости повышают плотность известными способами.
Режим закачивания раствора в скважину рассчитывается для каждой скважины индивидуально. Он должен обеспечивать постепенное, без скачков давления, поступление изолирующего состава - водо-полимерного раствора на забой скважины 12 с последующим перетоком в трещинное пространство Vобщ.тр..
Пластовая вода постепенно вытесняется в ствол скважины, смешивается с продавочной жидкостью.
После окончания ввода водно-полимерного раствора и продавочной жидкости скважина должна выстояться для приобретения раствором необходимого состояния. Время ожидания определяется в зависимости от выбранного полимера. Во время ожидания в скважину опускается навесное оборудование. После запуска погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) начинается откачивание жидкости, на начальном этапе будет откачиваться продавочная жидкость, затем пластовая вода вместе с продавочной жидкостью и начинает подтягиваться к скважине нефть.
Пример расчета объема полимерного раствора для вытеснения пластовой воды.
Используем вертикальную скважину с проведенным ГРП, которая имеет следующие исходные данные:
1) кровля 7 нефтеносного пласта 2990 м;
2) подошва водоносной части 17 нефтеносного пласта 3000 м;
3) объем закачанного пропанта при ГРП 150 м3;
4) водонефтяной контакт 1 на уровне 2997 м;
5) диаметр эксплуатационной колонны 140 мм;
6) пластовое давление 350 атм.
1. Определяем объем раствора для вытеснения пластовой воды - Vобщ.тр..
Мощность нефтяного пласта h1 равна 10 м, водоносный участок 3 м. Определяем процент водоносного участка от общей мощности пласта:
10 м - 100%
3 м - х
Следовательно × =30%. Необходимо приготовить 30% от объема закачанного пропанта.
(150 м3×30%)/ 100=45 м3
Таким образом Vобщ.тр. составляет 45 м3, такой объем изолирующего раствора продавливается через отверстия перфорации скважины в основание трещины.
2. Определение плотности изолирующего раствора и продавочной жидкости с учетом избыточного гидростатического столба жидкости.
Р=ρ⋅g⋅h, где:
ρ - плотность (кг/м3);
g - ускорение свободного падения (9,8 м/с2);
h - высота столба жидкости (м).
Из формулы определения давления гидростатического столба жидкости выводим формулу определения плотности раствора:
ρ=P/(g⋅h)
Если пластовое давление равно 350 атм., принимаем для расчета давление превышающее пластовое на 10 атм., т.е. 360 атм.
Для расчета переводим давление в Паскали (360 атм. = 35303940 Па):
ρ=35303940/(9,8⋅3000) м=1,2 кг/м3 - изолирующего раствора и продавочной жидкости.
Используя известные приемы приготовления растворов изолирующего состава, готовят их с плотностью не менее 1,2 кг.
Известны формулы для определения размеров трещин при ГРП, но все они отличаются сложностью.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.
Claims (11)
1. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта ГРП, включающий заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, отличающийся тем, что выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводнености, определяют необходимый объем изолирующего состава Vобщ. по формуле
Vобщ.= V1+ Vобщ.тр.,
где V1 - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,
Vобщ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства,
Vобщ.тр. рассчитывают по формуле
Vобщ.тр.=Vпр.⋅h3/h1,
где Vпр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3,
h1 - мощность нефтяного пласта, м,
h3 - мощность водоносной части пласта, м,
затем готовят раствор изолирующего состава с объемом Vобщ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см2.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2022/000175 WO2023277727A1 (ru) | 2021-06-28 | 2022-05-24 | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2772069C1 true RU2772069C1 (ru) | 2022-05-16 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2271444C1 (ru) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Способ изоляции водопроницаемого пласта |
| WO2008009957A1 (en) * | 2006-07-20 | 2008-01-24 | Hallibruton Energy Services, Inc. | Improved methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells |
| RU2431651C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Состав для изоляции зон поглощений |
| RU2618538C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2691229C1 (ru) * | 2018-07-23 | 2019-06-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2271444C1 (ru) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Способ изоляции водопроницаемого пласта |
| WO2008009957A1 (en) * | 2006-07-20 | 2008-01-24 | Hallibruton Energy Services, Inc. | Improved methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells |
| RU2431651C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | Состав для изоляции зон поглощений |
| RU2618538C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-05-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2691229C1 (ru) * | 2018-07-23 | 2019-06-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2297521C1 (ru) | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
| RU2303125C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2179234C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
| RU2386795C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2772069C1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| WO2023277727A1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2170340C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2612418C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2463443C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2809475C1 (ru) | Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2622961C1 (ru) | Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| Pakhomov et al. | The innovative method of isolating water in the bottomhole zone of a production well | |
| RU2444611C1 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды |