RU2206712C2 - Method of shutoff of water and gas inflows to wells - Google Patents
Method of shutoff of water and gas inflows to wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2206712C2 RU2206712C2 RU2001121637/03A RU2001121637A RU2206712C2 RU 2206712 C2 RU2206712 C2 RU 2206712C2 RU 2001121637/03 A RU2001121637/03 A RU 2001121637/03A RU 2001121637 A RU2001121637 A RU 2001121637A RU 2206712 C2 RU2206712 C2 RU 2206712C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- injection
- formation
- molecular weight
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водо- и газопритоков в скважины нефтегазонасыщенных коллекторов, преимущественно карбонатных. The invention relates to the oil industry and can be used to isolate water and gas inflows into wells of oil and gas saturated reservoirs, mainly carbonate.
Известен способ изоляции водо- и газопритоков в скважину, заключающийся в последовательной закачке в пласт растворов реагентов, разделенных инертной жидкостью, при смешении которых образуется водогазоизолирующий материал, причем после закачки в пласт растворов на водогазонасыщенные интервалы пласта воздействуют акустическими колебаниями. В результате в этих интервалах происходит динамическое ускорение и более эффективное перемешивание растворов реагентов с образованием прочного изолирующего материала за счет возникающих акустических потоков (авт. св. СССР 1640364, кл. Е 21 В 33/138, опубл. в Б.И. 13, 1991 г.). Недостатками известного способа являются большой объем оторочек закачиваемых реагентов и чрезмерно высокий расход основного реагента, присущий для способов с последовательной закачкой реагентов. Поскольку воздействие на пласт акустическими колебаниями производится после закачки реагентов, то динамическое смешение будет происходить только на границе раздела оторочек и прирост охвата обрабатываемого пропластка изолирующим воздействием будет незначительным. А в случае изоляции газопритока, вследствие повышенной проникающей способности газа, известный способ становится и ненадежным по причине прорыва газа по низкопроницаемым интервалам изолируемого пропластка. Низкая эффективность известного способа при его применении в карбонатных (гидрофобных) коллекторах является также следствием ярко выраженной гидрофильности основного реагента (гипана, полиакриламида). There is a method of isolating water and gas inflows into a well, which consists in sequentially injecting reagent solutions into the formation separated by an inert liquid, when mixed, water-gas insulating material is formed, and after injecting the solutions into the reservoir, the gas-saturated intervals of the formation are affected by acoustic vibrations. As a result, dynamic acceleration and more efficient mixing of the reagent solutions with the formation of durable insulating material due to the arising acoustic flows occurs in these intervals (ed. St. USSR 1640364, class E 21 B 33/138, publ. In B.I. 13, 1991). The disadvantages of this method are the large volume of the rims of the injected reagents and the excessively high consumption of the main reagent inherent for methods with sequential injection of reagents. Since acoustic vibrations affect the formation after injection of reagents, dynamic mixing will occur only at the rim interface and the increase in coverage of the treated layer by insulating effect will be insignificant. And in the case of isolation of the gas inflow, due to the increased penetrating ability of the gas, the known method becomes unreliable due to the breakthrough of the gas at low permeability intervals of the insulated layer. The low efficiency of the known method when it is used in carbonate (hydrophobic) reservoirs is also a consequence of the pronounced hydrophilicity of the main reagent (hypane, polyacrylamide).
Известен способ изоляции продуктивных пластов, включающий закачку в пласт изоляционного состава на углеводородной основе, отличающийся тем, что в качестве изоляционного состава закачивают нефтяной раствор полиолефинов при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиолефины - 0,8-10, нефть - 90-99,2 (патент РФ 2081310, кл. Е 21 В 43/32, опубл. в Б.И. 16, 1997 г.). Недостатком известного способа является высокий расход основного реагента (полиолефинов). Примененные в известном способе полиолефины - это низкомолекулярные полимеры (олигомеры), которые при растворении в нефтях средней вязкости образуют двухфазный раствор "нефть - тонкодисперсная фаза". Поэтому механизм изоляции с помощью таких растворов близок к механизму механической закупорки пласта, но в ослабленном варианте. Вследствие этого, известный способ малоэффективен для длительного ограничения притока вод в скважину. Из приведенного в описании примера реализации данного способа на скважине следует, что он неэффективен для ограничения притока газа в скважину, поскольку нефть и углеводородный газ неограниченно смешиваются между собой. A known method of isolation of productive formations, including the injection into the reservoir of an insulating composition based on hydrocarbon, characterized in that the polyolefin oil solution is pumped as an insulating composition in the following ratio of components, wt. %: polyolefins - 0.8-10, oil - 90-99.2 (RF patent 2081310, class E 21 B 43/32, publ. in B.I. 16, 1997). The disadvantage of this method is the high consumption of the main reagent (polyolefins). The polyolefins used in the known method are low molecular weight polymers (oligomers) which, when dissolved in oils of medium viscosity, form a two-phase oil-fine phase solution. Therefore, the isolation mechanism using such solutions is close to the mechanism of mechanical plugging of the formation, but in a weakened version. As a consequence, the known method is ineffective for long-term restriction of water inflow into the well. From the description of an example implementation of this method at the well, it follows that it is ineffective to limit the flow of gas into the well, since oil and hydrocarbon gas are unlimitedly mixed together.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения притока воды в добывающие скважины, предусматривающий закачку в пласт изоляционных гелеобразующих составов, например на основе жидкого стекла, отличающийся тем, что в интервал закачки его в пласт устанавливают гидравлический вибратор в колонне насосно-компрессорных труб. Перед закачкой изоляционного состава в пласт интервал закачки подвергают вибрационному воздействию от гидравлического вибратора при обработке скважины на циркуляцию (патент РФ 2168608, кл. Е 21 В 33/13, 43/32, опубл. в БИПМ 16, 2001 г.). Closest to the proposed invention is a method of limiting the flow of water into production wells, which provides for the injection into the formation of insulating gel-forming compositions, for example, based on liquid glass, characterized in that a hydraulic vibrator is installed in the tubing string in the formation interval. Before the injection of the insulating composition into the formation, the injection interval is subjected to vibration from a hydraulic vibrator when processing the well for circulation (RF patent 2168608, class E 21 B 33/13, 43/32, published in BIPM 16, 2001).
Недостатком известного способа является низкая эффективность от применения гелеобразующих составов на карбонатных породах, повышенный расход основного реагента, необходимость предварительного лабораторного изучения для каждой обрабатываемой скважины образцов керна из продуктивного пласта с целью определения ионообменной активности породы коллектора при взаимодействии с гелеобразующей композицией и попутной воды - для установления процесса осадкообразования при ее взаимодействии с данной композицией. The disadvantage of this method is the low efficiency of the use of gelling compositions on carbonate rocks, the increased consumption of the main reagent, the need for preliminary laboratory studies for each well being processed core samples from the reservoir in order to determine the ion-exchange activity of the reservoir rock when interacting with the gelling composition and associated water - to establish the process of precipitation during its interaction with this composition.
Задачей изобретения является повышение эффективности и надежности способа применительно преимущественно к карбонатным коллекторам за счет увеличения равномерности охвата пласта оторочками фильтрующихся жидкостей и повышения изолирующего действия, используемого в способе изоляционного состава в совокупности с предлагаемыми технологическими операциями наряду с сокращением расхода основного реагента. The objective of the invention is to increase the efficiency and reliability of the method applicable mainly to carbonate reservoirs by increasing the uniformity of coverage of the formation with rims of filtered liquids and increasing the insulating effect used in the method of insulation composition in combination with the proposed technological operations along with reducing the consumption of the main reagent.
Поставленная задача решается тем, что в способе изоляции водо- и газопритоков в добывающие скважины, включающем закачку в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний, установленный в колонне насосно-компрессорных труб в интервале закачки состава в пласт, согласно изобретению, до закачки в пласт изоляционного состава через гидродинамический генератор колебаний закачивают оторочку смеси воды с товарной нефтью, затем оторочку воды или водного раствора осадкообразующих реагентов, и проводят технологическую выдержку, при этом 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
При этом в качестве углеводородного растворителя используют н-гептан, н-гексан, дизтопливо, керосин, бензин, газовый конденсат.The problem is solved in that in a method of isolating water and gas inflows into production wells, including injecting an insulating composition into the formation through a hydrodynamic oscillator installed in the tubing string in the interval of injecting the composition into the formation, according to the invention, before injecting the insulating into the formation composition through a hydrodynamic oscillation generator pump the rim of a mixture of water with commercial oil, then the rim of water or an aqueous solution of sediment-forming reagents, and carry out a technological Exposure, in this case, as an insulating composition, a composition containing a high molecular weight hydrocarbon-soluble polymer is used - butyl rubber with a molecular weight of 16000-60000 or polyisobutylene with a molecular weight of 20,000-80000, a hydrocarbon solvent and high viscosity oil in the following ratio, wt.%:
High molecular weight hydrocarbon soluble polymer - 0.25 - 0.35
Hydrocarbon solvent - 8.0 - 10.0
High Viscosity Oil - Else
At the same time, n-heptane, n-hexane, diesel fuel, kerosene, gasoline, gas condensate are used as a hydrocarbon solvent.
После закачки изоляционного состава целесообразно для повышения надежности способа закачать через гидродинамический вибратор оторочку воды, товарной нефти, неионогенного поверхностно-активного вещества - ПАВ типа оксиэтилированного алкилфенола и/или анионного поверхностно-активного вещества типа сульфонола НП-3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Неионогенное ПАВ типа оксиэтилированного алкилфенола и/или анионное ПАВ типа сульфонола НП-3 - 0,08 - 0,2
Товарная нефть - 50,0 - 54,0
Вода - Остальное
В качестве неионогенных ПАВ можно использовать ОП-6, ОП-10, дисолван-4411, АФ9-6, АФ9-12, сепарол-25 и др.After injection of the insulating composition, it is advisable to increase the reliability of the method by pumping through a hydrodynamic vibrator a rim of water, marketable oil, a nonionic surfactant - surfactant such as ethoxylated alkyl phenol and / or anionic surfactant such as sulfonol NP-3 in the following ratio of components, wt.% :
Nonionic surfactants such as hydroxyethylated alkyl phenol and / or anionic surfactants such as sulfonol NP-3 - 0.08 - 0.2
Commodity oil - 50.0 - 54.0
Water - Else
As nonionic surfactants, OP-6, OP-10, disolvan-4411, AF 9 -6, AF 9 -12, Separol-25, etc. can be used.
В качестве анионных ПАВ могут быть использованы ПАВ типа сульфонола НП-3. As anionic surfactants can be used surfactants such as sulfonol NP-3.
Технологическую выдержку целесообразно устанавливать в течение не менее 40 часов. It is advisable to set the technological shutter speed for at least 40 hours.
В качестве осадкообразующих реагентов можно использовать раствор кальцинированной соды с жидким стеклом в пресной воде и хлоркальциевую техническую воду с плотностью 1160 - 1200 кг/м3.As precipitating reagents, you can use a solution of soda ash with liquid glass in fresh water and potassium chloride water with a density of 1160 - 1200 kg / m 3 .
Для получения устойчивых обратных эмульсий и максимума осадка на выходе генератора целесообразно воду с товарной нефтью, осадкообразующие реагенты и товарную нефть с водным раствором неионогенного и/или анионного ПАВ закачивать в колонну насосно-компрессорных труб одновременно-раздельно. To obtain stable inverse emulsions and a maximum of sludge at the generator outlet, it is advisable to supply water with salable oil, sediment-forming reagents and salable oil with an aqueous solution of nonionic and / or anionic surfactant to be pumped simultaneously and separately into the tubing string.
Технический результат в предложенном способе достигается за счет образования в горной породе вокруг ствола скважины сплошного, равномерного газонепроницаемого экрана, удерживаемого в пласте сплошной оторочкой предлагаемого изолирующего состава. Создание такого экрана становится возможным благодаря увеличению равномерности охвата изолируемого пропластка за счет получения тонкодисперсных оторочек реагентов, закачиваемых в предложенной последовательности, и последующее их более тонкое диспергирование в пласте в поле упругих колебаний, а также благодаря разрушению полем этих колебаний полимолекулярных слоев физически связанной воды и их массовое удаление с поверхности горной породы. Закачка оторочек образующейся в пласте обратной эмульсии и водных растворов осадкообразующих реагентов в этих условиях создает благоприятные предпосылки для последующего гидрофобного взаимодействия узлов формирующейся пространственной сетки предложенного изоляционного состава с гидрофобной поверхностью пор и трещин карбонатной породы. Таким образом, применение предложенной последовательности оторочек в поле упругих колебаний обеспечивает по истечении технологической выдержки получение в пласте гидрофобной жестко сцепленной с горной породой двухфазной системы, состоящей из подвижной и малоподвижной фаз, что делает фазовую проницаемость воды газонепроницаемого экрана незначительной. The technical result in the proposed method is achieved due to the formation in the rock around the wellbore of a continuous, uniform gas-tight screen held in the formation by a continuous rim of the proposed insulating composition. The creation of such a screen becomes possible due to an increase in the uniformity of coverage of the insulated layer by obtaining finely divided edges of the reagents injected in the proposed sequence, their subsequent finer dispersion in the formation in the field of elastic vibrations, and also due to the destruction of the field of these vibrations of the polymolecular layers of physically bound water and their mass removal from the surface of the rock. Injection of the rims of the reverse emulsion formed in the formation and aqueous solutions of sediment-forming reagents under these conditions creates favorable conditions for the subsequent hydrophobic interaction of the nodes of the emerging spatial network of the proposed insulation composition with the hydrophobic surface of the pores and cracks of the carbonate rock. Thus, the application of the proposed sequence of rims in the field of elastic vibrations provides, after the technological exposure, obtaining a hydrophobic rigidly adhered to the rock two-phase system consisting of mobile and inactive phases, which makes the phase permeability of water of the gas-tight screen insignificant.
Повышение изолирующего действия в предлагаемом изобретении достигается качественно новыми свойствами предложенного изоляционного состава, основным из которых является фазовый переход "вязкий раствор - псевдогель - гель" после приготовления раствора в зависимости от вида высокомолекулярного полимера и выбранного для него углеводородного растворителя в течение 60-96 часов. Авторами изобретения этот переход был исследован в интервале температур от 20 до 65oС для бутилкаучуков с молекулярной массой 16000 - 60000 и полиизобутиленов с молекулярной массой 20000 - 80000. На чертеже для демонстрации такого перехода приведена зависимость макровязкости от времени, истекшего после его приготовления, для изоляционного состава, содержащего 0,3% бутилкаучука с молекулярной массой 16000, 9,7% дизтоплива и 90% высоковязкой нефти с кинематической вязкостью 136 мм2/с, измеренной при температуре 30oС. Раствор бутилкаучука в дизтопливе готовился в течение 3-х суток при периодическом перемешивании, его вязкость составила 3 мм3/с, т.е. он является истинным. После этого он смешивался с высоковязкой нефтью в соотношении, удовлетворяющим предложенному составу. При использовании полимеров с вышеуказанными молекулярными массами происходил фазовый переход "вязкий раствор - псевдогель - гель". Подобные зависимости были получены для всего заявленного интервала концентраций используемого полимера.The increase in the insulating effect in the present invention is achieved by the qualitatively new properties of the proposed insulating composition, the main of which is the phase transition "viscous solution - pseudogel - gel" after preparation of the solution depending on the type of high molecular weight polymer and the hydrocarbon solvent chosen for it for 60-96 hours. The inventors of this transition was studied in the temperature range from 20 to 65 o C for butyl rubbers with a molecular weight of 16,000 - 60,000 and polyisobutylene with a molecular mass of 20,000 - 80,000. The figure shows the dependence of macro viscosity on the time elapsed after its preparation for insulating composition containing 0.3% butyl rubber having a molecular weight of 16,000, 9.7% diesel fuel and 90% of heavy oil with a kinematic viscosity of 136 mm 2 / s, measured at 30 o C. a solution of butyl rubber in diesel fuel prepared I for 3 days with occasional stirring, the viscosity was 3 mm 3 / s, i.e. he is true. After that, it was mixed with high viscosity oil in a ratio satisfying the proposed composition. When using polymers with the above molecular weights, the phase transition "viscous solution - pseudogel - gel" occurred. Similar dependences were obtained for the entire claimed range of concentrations of the polymer used.
В качестве высокомолекулярных углеводородорастворимых полимеров могут быть использованы бутилкаучук с молекулярной массой 16000-60000 или полиизобутилен с молекулярной массой 20000-80000. Верхний предел по молекулярной массе обусловлен растворимостью полимера в углеводородном растворителе - раствор должен быть истинным (молекулярным). Нижний предел определяется тем, что при данной молекулярной массе полимер еще способен активно вызывать фазовый переход в изоляционном составе "вязкий раствор - псевдогель - гель"
Для аналогичного изоляционного состава, но на основе низкомолекулярных бутилкаучука или полиизобутилена на идентичных представленной на чертеже зависимости наблюдалась только первая ее ступенька, т.е. зафиксирован только переход "вязкий раствор - псевдогель".Butyl rubber with a molecular weight of 16,000-60000 or polyisobutylene with a molecular weight of 20,000-80000 can be used as high molecular weight hydrocarbon-soluble polymers. The upper limit on molecular weight is due to the solubility of the polymer in a hydrocarbon solvent - the solution must be true (molecular). The lower limit is determined by the fact that, for a given molecular weight, the polymer is still able to actively cause a phase transition in the insulating composition “viscous solution - pseudogel - gel"
For a similar insulation composition, but based on low molecular weight butyl rubber or polyisobutylene, only the first step was observed on the dependencies identical to those shown in the drawing, i.e. only the transition "viscous solution - pseudogel" is recorded.
В таблице 1 приведены значения макровязкости η, времени вращения τR6 нефтерастворимого нитроксильного радикала R6, измеренные методом спинового зонда для вышеуказанного изоляционного состава в различные моменты времени после его приготовления. Макровязкость состава измерялась при температуре 20oС. По формуле Стокса-Эйнштейна время вращения τR6 прямопропорционально микровязкости изоляционного состава.Table 1 shows the macroscopic viscosity η, the rotation time τ R6 of the oil-soluble nitroxyl radical R 6 measured by the spin probe method for the above insulation composition at various times after its preparation. The macro viscosity of the composition was measured at a temperature of 20 o C. According to the Stokes-Einstein formula, the rotation time τ R6 is directly proportional to the micro viscosity of the insulating composition.
Формально определенные в моменты времени t = 0 и 24 часа энергии активации зонда Ua малы по величине, а соответствующая времени t=5 часам температурная зависимость τR6 вблизи температуры 35oС характеризуется перегибом (формально вычислены два значения Ua), что свидетельствует о том, что в данном случае общепринятое понятие энергии активации неприменимо. С ростом времени t наблюдается увеличение энтальпийной составляющей энергии активации (энергия активации текучести жидкостей), обусловленное фазовым переходом в области времен t > 5 часов. Для времени t = 51 часу энтальпийная составляющая близка по величине к известным значениям энергии активации для свободных жидкостей. Закономерности изменения макровязкости во времени сходны с представленными на чертеже, при этом макровязкость изучаемого изоляционного состава с ростом времени увеличивается, а микровязкость уменьшается, что обусловлено микрорасслоением данного состава. Полученные закономерности изменения во времени параметров Ua, η и τR6 обусловлены образованием в изоляционном составе сетчатых надмолекулярных структур типа геля по истечении 29 часов после его приготовления. Основу узлов пространственной сетки геля составляют зацепления макромолекул высокомолекулярных полимеров, которые в отличие от макромолекул олигомеров имеют структуру гауссова клубка, и/или ассоциаты сегментов этих макромолекул. Кинетические единицы этой сетки преимущественно составлены из ассоциатов смол.Formally defined at time instants t = 0 and 24 hours of activation energy probe U a small in magnitude, and the corresponding time t = 5 hours the temperature dependence τ R6 near the temperature of 35 o C characterized bend (formally calculated two values U a), which indicates the the fact that in this case the generally accepted concept of activation energy is not applicable. With increasing time t, an increase in the enthalpy component of the activation energy (activation energy of fluidity of liquids) is observed, due to a phase transition in the region of times t> 5 hours. For time t = 51 hours, the enthalpy component is close in magnitude to the known values of activation energy for free liquids. The patterns of change in macro viscosity over time are similar to those presented in the drawing, while the macro viscosity of the studied insulation composition increases with increasing time, and the micro viscosity decreases, due to the micro-stratification of this composition. The obtained regularities of the time variation of the parameters U a , η, and τ R6 are due to the formation of a gel type supramolecular structure in the insulation composition after 29 hours after its preparation. The basis of the nodes of the spatial network of the gel consists of links of macromolecules of high molecular weight polymers, which, unlike oligomer macromolecules, have a Gaussian coil structure and / or associates of segments of these macromolecules. The kinetic units of this grid are predominantly composed of associates of resins.
Гидродинамическое моделирование процесса изоляции ПЗП проводилось по ОСТ 39-195-86 "Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях". Были использованы карбонаты из продуктивного интервала пласта Р 1-S Грачевского месторождения. После полного обводнения карбонатов по указанному ОСТ измерялась проницаемость по воде карбонатного керна, затем проводилась закачка в керн предложенного изоляционного состава или водонефтяной эмульсии с ПАВ. Эмульсии готовили с помощью пропеллерной мешалки в течение 40 минут. По истечении времени технологической выдержки определялась проницаемость керна по воде и рассчитывался изоляционный эффект. Hydrodynamic modeling of the PZP isolation process was carried out according to OST 39-195-86 "Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions." Carbonates were used from the production interval of the P 1-S formation of the Grachevskoye field. After complete watering of the carbonates, the water permeability of the carbonate core was measured using the indicated OST, then the proposed insulation composition or water-oil emulsion with a surfactant was pumped into the core. Emulsions were prepared using a propeller stirrer for 40 minutes. After the time of technological exposure, the core permeability to water was determined and the insulating effect was calculated.
В табл. 2 и 3 приведены результаты исследований предлагаемых составов. In the table. 2 and 3 show the results of studies of the proposed compositions.
Механизм повышения изолирующего действия используемого в данном способе изоляционного состава в основном обусловлен двумя факторами. В поле дальнодействующих поверхностных сил гидрофобной карбонатной горной породы в закачанном в нее составе с течением времени происходит фазовый переход - упорядочение пространственной сетки геля на ее поверхности, приводящий в конечном итоге к образованию на ней структур типа твердокристаллических (молекулярные кристаллы) с аномальными физико-механическими свойствами (неподвижные структуры). В центральной области пор и трещин с течением времени формируются гелеобразные структуры в результате фазового перехода "вязкий раствор - псевдогель - гель". Фактор жесткого закрепления изоляционного состава на поверхности карбонатной породы в значительной мере определяется тем, что под воздействием поля упругих колебаний происходит удаление полимолекулярных слоев физически связанной воды с поверхности горной породы. В предложенном способе создаются благоприятные условия для гидрофобного взаимодействия узлов формирующейся пространственной сетки изоляционного состава с гидрофобной поверхностью пор и трещин карбонатной породы (склеивание узлов с поверхностью) и адсорбции кинетических единиц этой сетки на данной поверхности. The mechanism for increasing the insulating effect of the insulation composition used in this method is mainly due to two factors. In the field of long-range surface forces of a hydrophobic carbonate rock in the composition pumped into it over time, a phase transition occurs - the spatial grid of the gel is ordered on its surface, which ultimately leads to the formation of structures like solid-crystal (molecular crystals) on it with anomalous physical and mechanical properties (motionless structures). In the central region of pores and cracks, gel-like structures form over time as a result of the phase transition "viscous solution - pseudogel - gel". The factor of rigid fixing of the insulation composition on the surface of carbonate rock is largely determined by the fact that under the influence of the field of elastic vibrations, the removal of polymolecular layers of physically bound water from the surface of the rock occurs. In the proposed method, favorable conditions are created for the hydrophobic interaction of the nodes of the forming spatial network of the insulating composition with the hydrophobic surface of the pores and cracks of the carbonate rock (bonding of the nodes with the surface) and the adsorption of kinetic units of this network on this surface.
Использование осадкообразующих реагентов, например водных растворов кальцинированной соды, жидкого стекла и хлоркальциевой воды с плотностью 1160-1200 кг/м3 позволяет помимо создания газонепроницаемого экрана снизить объем оторочки изоляционного состава. При одновременно-раздельной закачке этих реагентов в скважину на выходе из гидродинамического генератора колебаний образуется водный раствор гидрофобизированного тонкодиспергированного осадка, а поскольку нереакционноспособная физически связанная вода удалена из зоны, подлежащей изоляции, то при данном способе закачки выход осадка будет максимальным.The use of precipitating reagents, for example, aqueous solutions of soda ash, water glass and calcium chloride water with a density of 1160-1200 kg / m 3, in addition to creating a gas-tight screen, reduces the volume of the rim of the insulation composition. When these reagents are simultaneously and separately injected into the well at the outlet of the hydrodynamic oscillation generator, an aqueous solution of hydrophobized finely dispersed sludge is formed, and since non-reactive physically bound water is removed from the zone to be isolated, then with this injection method, the sludge yield will be maximum.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
Добывающая скважина, вскрывшая карбонатный коллектор, подлежит изоляции притока воды или газа, если обводненность продукции превышает 70% (или фактически продукцией скважины стал газ). Факторами, влияющими на эффективность использования способа, являются: наличие в пласте неизвлеченных запасов нефти, целостность цементного кольца в интервале перфорации пласта, история эксплуатации скважины (эффективность использования способа выше, если ранее на скважине не проводились водо- или газоизоляционные работы или опытно-промышленные закачки химических реагентов в призабойную зону пласта). A production well that has opened a carbonate reservoir is subject to isolation of water or gas inflow if the water cut of the product exceeds 70% (or the gas has actually become the product of the well). Factors affecting the efficiency of using the method are: the presence of unexplored oil reserves in the reservoir, the integrity of the cement ring in the interval of perforation of the formation, the history of the operation of the well (the effectiveness of using the method is higher if water or gas insulation work or pilot injection were not performed at the well before chemical reagents in the bottomhole formation zone).
Перед началом проведения изоляционных работ на выбранной скважине готовят в необходимом количестве истинный раствор высокомолекулярного углеводородорастворимого полимера в углеводородном растворителе концентрации 2,5 - 3,5%. Кинематическая вязкость истинного раствора составляет 3-6 мм2/с. В промытую до забоя выбранную для изоляции скважину спускают в изолируемый интервал перфорации пласта резонатор с гидродинамическим генератором колебаний типа ГД2В и механический пакер типа ПВМ-118-350 с якорем на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). На устьевой арматуре устанавливают аэратор для одновременно-раздельной закачки в колонну НКТ двух разнородных жидкостей. После заполнения скважины до устья водой через колонну НКТ и генератор определяют ее приемистость по воде и производят посадку пакера. Последовательно в пласт через аэратор, колонну НКТ и генератор закачивают одновременно-раздельно двумя насосными агрегатами типа ЦА-320М оторочку воды и товарной нефти, оторочку воды или раствор кальцинированной соды с жидким стеклом в пресной воде и хлоркальциевую техническую воду с плотностью 1160-1200 кг/м3, оторочку приготовленного непосредственно перед закачкой изоляционного состава путем смешения в соответствующих соотношениях высокомолекулярного углеводородорастворимого полимера в углеводородном растворителе с высоковязкой нефтью. Повышение надежности изоляции можно достичь закачкой в пласт через гидравлический вибратор вслед за оторочкой изоляционного состава оторочки смеси воды, товарной нефти и ПАВ. Закачка этой оторочки корректирует возможную неправильную оценку в силу различных причин длительности технологической выдержки при проведении изоляции притока воды или газа в скважину. Товарную нефть, воду или воду с ПАВ закачивают через аэратор в колонну НКТ одновременно-раздельно, получая на выходе гидравлического вибратора тонкодисперсную обратную эмульсию, дополнительно стабилизированную ПАВ, которая под воздействием упругих колебаний в пласте не расслаивается и приобретает повышенную проникающую способность и устойчивость, т.е. возрастает ее эффективность как материала для временной изоляции пласта. Верхний и нижний пределы для компонентов состава данной оторочки определены в соответствии с правилами приготовления обратных эмульсий. Суммарный объем оторочек закачиваемых жидкостей должен равняться объему порового пространства пласта вокруг скважины на расстоянии, меньшем половины расстояния до границы зоны эффективного воздействия упругими колебаниями (4 - 5 м). Очевидно, что объем оторочки воды или водного раствора осадкообразующего реагента должен быть не менее половины суммарного объема закачиваемых оторочек (50 - 60%). Поскольку оторочки: смеси воды с товарной нефтью, смеси воды с товарной нефтью и ПАВ (при выходе из гидравлического вибратора в пласт они преобразуются в устойчивые обратные эмульсии) и изоляционного состава выполняют близкие функции в процессе изоляции (первые две оторочки ответственны за временную, а последняя - за постоянную изоляцию притоков воды и газа), то их объемы должны быть сравнимы по величине. В процессе закачки оторочек контролируют давление закачки. После окончания закачки оторочек скважину оставляют на технологическую выдержку, затем испытывают ее на приемистость по воде.Before starting the insulating work on the selected well, a true solution of a high molecular weight hydrocarbon-soluble polymer in a hydrocarbon solvent with a concentration of 2.5 - 3.5% is prepared in the required amount. The kinematic viscosity of the true solution is 3-6 mm 2 / s. A well, selected for isolation, washed to the bottom, is lowered into the insulated interval of perforation of the formation with a resonator with a hydrodynamic oscillation generator of the type GD2V and a mechanical packer of the type PVM-118-350 with an anchor on the tubing string. An aerator is installed on the wellhead valve for simultaneous and separate injection of two dissimilar fluids into the tubing string. After filling the well to the mouth with water through the tubing string and the generator, determine its water throttle response and plant the packer. Sequentially, through the aerator, the tubing string and the generator, a rim of water and marketable oil, a rim of water or a solution of soda ash with liquid glass in fresh water and calcium chloride technical water with a density of 1160-1200 kg / are pumped simultaneously and separately by two pumping units of the type CA-320M / m 3 , the rim prepared immediately before injection of the insulating composition by mixing in the appropriate proportions of high molecular weight hydrocarbon-soluble polymer in a hydrocarbon solvent with a highly viscous oil tew. Improving the reliability of insulation can be achieved by pumping into the reservoir through a hydraulic vibrator after the rim of the insulating composition of the rim of a mixture of water, salable oil and surfactant. The injection of this rim corrects a possible incorrect assessment due to various reasons for the duration of technological exposure when isolating the influx of water or gas into the well. Commodity oil, water or water with a surfactant is pumped simultaneously and separately through an aerator into the tubing string, receiving a finely dispersed inverse emulsion at the hydraulic vibrator outlet, additionally stabilized with a surfactant, which, under the influence of elastic vibrations in the formation, does not separate and acquires increased penetrating ability and stability, etc. e. its effectiveness as a material for temporary isolation of the formation increases. The upper and lower limits for the components of the composition of this rim are determined in accordance with the rules for the preparation of inverse emulsions. The total volume of the rims of the injected fluids should be equal to the volume of the pore space of the formation around the well at a distance less than half the distance to the boundary of the zone of effective exposure to elastic vibrations (4 - 5 m). It is obvious that the volume of the rims of water or an aqueous solution of a precipitating reagent should be at least half of the total volume of injected rims (50-60%). Since the rims: mixtures of water with marketable oil, mixtures of water with marketable oil and surfactants (when they exit the hydraulic vibrator into the reservoir, they are converted into stable inverse emulsions) and the insulation composition perform similar functions in the isolation process (the first two rims are responsible for the temporary and the last - for the constant isolation of water and gas inflows), then their volumes should be comparable in magnitude. In the process of injecting the rims, the injection pressure is monitored. After the injection of the rims, the well is left for technological exposure, then it is tested for water throttle response.
В случае установления признаков поглощения воды выбранной скважиной или повышенной приемистости, ее межтрубное пространство заполняют нефтью до верхних отверстий интервала перфорации пласта и процесс закачки оторочек жидкости проводят в изложенной последовательности без установки пакера. In the case of establishing signs of water absorption by the selected well or increased injectivity, its annular space is filled with oil to the upper holes of the formation perforation interval and the process of pumping fluid rims is carried out in the above sequence without installing a packer.
Примеры конкретного осуществления способа. Examples of specific implementation of the method.
1. Добывающая скважина глубиной 2870 м вскрывает карбонатный пласт КТ-1 в интервалах перфорации 2839 - 2859 и 2860 - 2868 м. Пластовое давление 26,5 МПа. Пластовая температура 53oС. Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм. Скважина фонтанировала с дебитом по нефти Qн = 6 - 8 т/сутки при повышенном содержании газа, который прорывался из газовой шапки по интервалу 2839 - 2849 м. Принимается решение ограничить приток газа в скважину по интервалу 2839 - 2849 м. Перед началом газоизоляционных работ было приготовлено 1,3 м3 истинного раствора бутилкаучука-1675 в бензине Аи-76 с концентрацией 2,7 мас. % путем периодического интенсивного перемешивания 30 кг измельченного бутилкаучука в бензине в стальной закрытой емкости в течение трех суток. В скважину на 73 мм НКТ были спущены резонатор с генератором типа ГД 2В, выполненным на основе вихревых центробежных форсунок, с установкой щелей резонатора на глубине 2844 м. В межтрубном пространстве скважины вода была заменена на нефть до глубины 2839 м. Измеренная с помощью насосного агрегата ЦА-320М приемистость скважины по воде составила 576 м3/сут при давлении 6 МПа. Через аэратор, колонну НКТ, генератор с резонатором двумя агрегатами ЦА-320М в изолируемый пропласток были одновременно-раздельно закачаны 10 м3 воды и 10 м3 товарной нефти с вязкостью 27 мм2/с, 50 м3 технической воды, 10,3 м3 изоляционного состава - раствора бутилкаучука - 1675 в бензине, смешанного с нефтью с вязкостью 160-170 мм3/с, 5 м3 технической воды с ПАВ (9 кг сульфонола ПП-3 ) и 6 м3 нефти с вязкостью 160-170 мм2/с.1. A production well with a depth of 2870 m reveals the KT-1 carbonate layer in the perforation intervals of 2839 - 2859 and 2860 - 2868 m. The reservoir pressure is 26.5 MPa. The reservoir temperature is 53 o C. Production string with a diameter of 168.3 mm. The well flowed with oil flow rate Q n = 6 - 8 t / day with an increased gas content that erupted from the gas cap in the interval of 2839 - 2849 m. It is decided to limit the flow of gas into the well in the interval of 2839 - 2849 m. Before starting gas isolation works was prepared 1.3 m 3 of a true solution of butyl rubber-1675 in gasoline AI-76 with a concentration of 2.7 wt. % by periodic intensive mixing of 30 kg of crushed butyl rubber in gasoline in a steel closed container for three days. A resonator with a generator of type GD 2V, made on the basis of vortex centrifugal nozzles, with installation of slots of the resonator at a depth of 2844 m, was lowered into a well on a 73 mm tubing. Water was replaced with oil to a depth of 2839 m in the annulus of the well. Measured using a pump unit CA-320M water injection rate of the well was 576 m 3 / day at a pressure of 6 MPa. 10 m 3 of water and 10 m 3 of commercial oil with a viscosity of 27 mm 2 / s, 50 m 3 of industrial water, 10.3 m were simultaneously and separately pumped through an aerator, a tubing string, a generator with a resonator with two CA-320M units into an insulated interlayer 3 insulating composition - a solution of butyl rubber - 1675 in gasoline mixed with oil with a viscosity of 160-170 mm 3 / s, 5 m 3 of technical water with a surfactant (9 kg of sulfonol PP-3) and 6 m 3 of oil with a viscosity of 160-170 mm 2 / s
В процессе закачки оторочек давление закачки повысилось с 4 до 9 МПа. Скважина была оставлена на 48 часов на технологическую выдержку, после ее окончания с помощью агрегата ЦА-320М была измерена приемистость скважины по воде, при этом выделений газа обнаружено не было. Приемистость скважины после изоляции интервала пласта 2839-2849 м составила 411 м3/сут при давлении 6 МПа, т. е. она снизилась в 1,4 раза. После окончания изоляционных работ и пуска скважины в эксплуатацию она стала работать с дебитом по нефти Qн = 12-28 т/сут. Через 1,5 года дебит скважины составил 10 т/сут при газовом факторе 500 м3/т, нормальном для нефти разрабатываемого пласта KT-1. Эффективность способа изоляции притока газа высокая и сопровождается явным эффектом по дополнительной добыче нефти.During the injection of the rims, the injection pressure increased from 4 to 9 MPa. The well was left for 48 hours for technological endurance, after its completion, the well injectivity of the well was measured using the TsA-320M unit, and no gas emissions were detected. The injectivity of the well after isolation of the reservoir interval of 2839-2849 m was 411 m 3 / day at a pressure of 6 MPa, i.e., it decreased by 1.4 times. After completion of the insulating work and putting the well into operation, it began to work with a flow rate of oil Q n = 12-28 t / day. After 1.5 years, the flow rate of the well was 10 tons / day with a gas factor of 500 m 3 / t, normal for the oil of the KT-1 reservoir under development. The effectiveness of the method of isolating the gas influx is high and is accompanied by a clear effect on additional oil production.
2. Добывающая скважина глубиной 1203,5 м вскрывает карбонатный пласт турнейского яруса в интервале перфорации 1195 -1204 м. Пластовое давление 9 МПа, пластовая температура 26oС. Плотность пластовой воды 1160 кг/м3. Дебит по жидкости Qж = 4 м3/сут, обводненность 100%. Диаметр эксплуатационной колонны 168,3 мм.2. A production well with a depth of 1203.5 m reveals a carbonate layer of the Tournaisian layer in the perforation interval 1195 -1204 m. The reservoir pressure is 9 MPa, the reservoir temperature is 26 o C. The density of the formation water is 1160 kg / m 3 . Liquid flow rate Q W = 4 m 3 / day, water cut 100%. The diameter of the production casing is 168.3 mm.
Принимается решение ограничить приток воды в скважину по интервалу 1195 - 1204 м. A decision is made to limit the flow of water into the well over an interval of 1195 - 1204 m.
Перед началом водоизоляционных работ было приготовлено 0,41 м3 истинного раствора бутилкаучука-1675 в авиационном керосине с концентрацией 2,7 мас.% путем периодического перемешивания 10 кг измельченного бутилкаучука в керосине со скоростью 130 об/мин в аппарате СЭРН в "П" в течение 3 суток. В качестве высоковязкой нефти был использован раствор товарного битума (0,7 м3) в девонской нефти (4,0 м3) с вязкостью η = 160-170 мм2/с.Before the start of the waterproofing works, 0.41 m 3 of a true solution of butyl rubber-1675 in aviation kerosene with a concentration of 2.7 wt.% Was prepared by periodically mixing 10 kg of crushed butyl rubber in kerosene at a speed of 130 rpm in the SERN apparatus in P within 3 days. A solution of marketable bitumen (0.7 m 3 ) in Devonian oil (4.0 m 3 ) with a viscosity η = 160-170 mm 2 / s was used as a highly viscous oil.
В скважину на 73 мм НКТ были спущены резонатор с генератором типа ГД2В и пакер типа ПВ-М-118-350 с установкой щелей резонатора на глубине 1201 м. По данным гидродинамических исследований скважины методом расходометрии (РГД) ее приемистость по воде составила 180 м3/сут при давлении 6 МПа.A resonator with a generator of type GD2V and a packer of type PV-M-118-350 with installation of slots of a resonator at a depth of 1201 m were lowered into a 73 mm tubing well. According to hydrodynamic studies of the well by flow metering (RGD), its water injectivity was 180 m 3 / day at a pressure of 6 MPa.
После посадки пакера через аэратор, колонну НКТ, генератор с резонатором двумя агрегатами ЦА-320М в изолируемый пропласток были одновременно-раздельно закачаны 2,5 м3 минерализованной воды и 2,5 м3 девонской нефти, 7 м3 раствора жидкого стекла и кальцинированной соды в пресной воде и 9 м3 технической хлоркальциевой воды с плотностью 1180 кг/м3; 4,1 м3 изоляционного состава; 2,5 м3 пресной воды с добавкой сульфонола и 2,5 м3 девонской нефти.After the packer was planted through an aerator, a tubing string, a generator with a resonator, two TsA-320M units, 2.5 m 3 of mineralized water and 2.5 m 3 of Devonian oil, 7 m 3 of liquid glass and soda ash were simultaneously and separately pumped into the insulated interlayer in fresh water and 9 m 3 of technical calcium chloride water with a density of 1180 kg / m 3 ; 4.1 m 3 insulating composition; 2.5 m 3 of fresh water with the addition of sulfonol and 2.5 m 3 of Devonian oil.
Давление в начале закачки составляло 6,0 - 7,5 МПа, в конце - 10-12 МПа. Скважина была оставлена на 72 часа на технологическую выдержку, после ее окончания с помощью агрегата ЦА-320М была измерена приемистость скважины по воде, она составила 120 м3/сут при давлении 10 МПа. Удельная приемистость скважины по воде после ограничения притока воды по интервалу 1195 - 1204 м снизилась в 2,5 раза.The pressure at the beginning of the injection was 6.0 - 7.5 MPa, at the end - 10-12 MPa. The well was left for 72 hours for technological endurance; after its completion, the water injectivity of the well was measured using the CA-320M unit, it amounted to 120 m 3 / day at a pressure of 10 MPa. The specific water injectivity of the well after limiting the inflow of water over the interval 1195 - 1204 m decreased by 2.5 times.
После окончания изоляционных работ и пуска скважины в эксплуатацию дебит по нефти составил 1,9 т/сут при обводненности 5%. По прошествии года скважина продолжала работать в том же режиме. After completion of the isolation work and putting the well into operation, the oil production rate was 1.9 tons / day with a water cut of 5%. After a year, the well continued to operate in the same mode.
Эффективность и надежность предложенного способа изоляции притока воды в скважину высокая и сопровождается явным эффектом по дополнительной добыче нефти. The effectiveness and reliability of the proposed method for isolating the influx of water into the well is high and is accompanied by a clear effect on additional oil production.
Таким образом, способ обеспечивает эффективную изоляцию водо- и газопритоков в скважины при значительном снижении расхода основного реагента изоляционного состава - углеводородорастворимого полимера. Его расход приблизительно в 10 раз ниже по сравнению с аналогом и более чем в 100 раз - по сравнению с прототипом. Thus, the method provides effective isolation of water and gas inflows into wells while significantly reducing the consumption of the main reagent of the insulating composition - a hydrocarbon-soluble polymer. Its consumption is approximately 10 times lower compared to the analogue and more than 100 times lower than the prototype.
Claims (4)
Высокомолекулярный углеводородорастворимый полимер - 0,25-0,35
Углеводородный растворитель - 8,0-10,0
Высоковязкая нефть - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве углеводородного растворителя используют н-гептан, н-гексан, дизтопливо, керосин, бензин, газовый конденсат.1. A method of isolating water and gas inflows into wells, comprising injecting an insulating composition into the formation through a hydrodynamic oscillation generator installed in a tubing string in the interval of injecting the composition into the formation, characterized in that before the insulating composition is injected into the formation through a hydrodynamic oscillation generator a rim of a mixture of water with marketable oil and a rim of water or an aqueous solution of precipitating reagents are pumped in and technological exposure is carried out, while using an insulating composition Use a composition containing a high molecular weight hydrocarbon-soluble polymer - butyl rubber with a molecular weight of 16,000-60000 or polyisobutylene with a molecular weight of 20,000-80000, a hydrocarbon solvent and high viscosity oil in the following ratio, wt.%:
High molecular weight hydrocarbon soluble polymer - 0.25-0.35
Hydrocarbon solvent - 8.0-10.0
High Viscosity Oil - Else
2. The method according to claim 1, characterized in that n-heptane, n-hexane, diesel fuel, kerosene, gasoline, gas condensate are used as a hydrocarbon solvent.
Неионогенное и/или анионное ПАВ - 0,08-0,2
Товарная нефть - 50,0-54,0
Вода - Остальное
4. Способ по каждому из пп.1 -3, отличающийся тем, что технологическую выдержку проводят в течение времени не менее 40 ч.3. The method according to each of claims 1 and 2, characterized in that after the injection of the insulation composition through the hydrodynamic oscillation generator, a rim of water, marketable oil, nonionic and / or anionic surfactant — surfactant is pumped in the following ratio of components, wt.% :
Nonionic and / or anionic surfactants - 0.08-0.2
Commodity oil - 50.0-54.0
Water - Else
4. The method according to each of claims 1 to 3, characterized in that the technological exposure is carried out for a period of at least 40 hours
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001121637/03A RU2206712C2 (en) | 2001-08-01 | 2001-08-01 | Method of shutoff of water and gas inflows to wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001121637/03A RU2206712C2 (en) | 2001-08-01 | 2001-08-01 | Method of shutoff of water and gas inflows to wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001121637A RU2001121637A (en) | 2003-06-20 |
| RU2206712C2 true RU2206712C2 (en) | 2003-06-20 |
Family
ID=29210164
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001121637/03A RU2206712C2 (en) | 2001-08-01 | 2001-08-01 | Method of shutoff of water and gas inflows to wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2206712C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560018C1 (en) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
| RU2698929C1 (en) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for insulation of gas inflows in production wells |
| RU2698924C1 (en) * | 2018-10-05 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for insulation of gas inflows in production wells |
-
2001
- 2001-08-01 RU RU2001121637/03A patent/RU2206712C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560018C1 (en) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well |
| RU2698929C1 (en) * | 2018-09-11 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for insulation of gas inflows in production wells |
| RU2698924C1 (en) * | 2018-10-05 | 2019-09-02 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for insulation of gas inflows in production wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
| RU2675832C2 (en) | Method for removal of bitumen to improve permeability of formation | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| RU2670307C1 (en) | Method for preventing manifestations in the construction of oil and gas wells | |
| Altunina et al. | Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2191896C2 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone | |
| RU2700851C1 (en) | Method of selective treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2206712C2 (en) | Method of shutoff of water and gas inflows to wells | |
| RU2670308C1 (en) | Method of elimination of drilling solution absorption in construction of oil and gas wells | |
| AL-Obaidi et al. | Improvement of oil recovery in hydrocarbon fields by developing polymeric gel-forming composition | |
| US3358758A (en) | Secondary recovery of petroluem | |
| RU2228437C2 (en) | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones | |
| AU608889B2 (en) | A method for establishing effective barriers to production of undesired fluids in the recovery of oil | |
| RU2114990C1 (en) | Method for isolation of water inflow in oil producing well | |
| US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2059064C1 (en) | Method for insulating gas stratum | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development | |
| RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells | |
| RU2289686C1 (en) | Method for processing oil formation | |
| CA2286245A1 (en) | Method of oilfield development | |
| RU2819844C1 (en) | Method of water shutoff works |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040802 |