RU2392418C1 - Method for insulation of water productions and thief zones in well - Google Patents
Method for insulation of water productions and thief zones in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2392418C1 RU2392418C1 RU2009118252/03A RU2009118252A RU2392418C1 RU 2392418 C1 RU2392418 C1 RU 2392418C1 RU 2009118252/03 A RU2009118252/03 A RU 2009118252/03A RU 2009118252 A RU2009118252 A RU 2009118252A RU 2392418 C1 RU2392418 C1 RU 2392418C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- cement
- well
- formation
- temperature
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине.The invention relates to the oil industry and can be used to isolate water inflows or absorption zones in the well.
При эксплуатации скважин наблюдаются случаи быстрого обводнения нефтедобывающих скважин в трещиноватых зонах карбонатных коллекторов вследствие прорыва подошвенных и заколонных вод. Традиционные подходы к решению вопроса для изоляции подошвенных вод в данном случае неприемлемы, поскольку пласт имеет как бы две проницаемости: трещинную и межзерновую. Известны способы изоляции, включающие использование нефтецементных тампонажных растворов, которые состоят из цемента и нефтепродукта (нефть, дизельное топливо) в количестве 40-50% от цемента. Основные преимущества нефтецементных тампонажных растворов - отсутствие отверждения при отсутствии воды и отверждение вследствие взаимодействия с незначительным количеством воды (20-25%). Проникая, преимущественно, в водопроводящие каналы (в том числе, в трещины) нефтецементный раствор быстро твердеет и, выделяя нефть (или другую основу - дизельное топливо, керосин и т.д.), вступает во взаимодействие с водой. В результате получается прочный камень. Нефтецементные растворы (без воды) не схватываются при высокой температуре (до 200°С) (Костырин В.И. Тампонажные материалы и химреагенты, М., «Недра», 1989, с.37, 4-й абзац снизу).During well operation, there are cases of rapid flooding of oil producing wells in the fractured zones of carbonate reservoirs due to the breakthrough of bottom and bottom waters. Traditional approaches to solving the issue for isolating bottom water in this case are unacceptable, since the formation has two permeabilities, as it were: fractured and intergranular. Known methods of insulation, including the use of oil-cement grouting mortars, which consist of cement and oil (oil, diesel fuel) in an amount of 40-50% of cement. The main advantages of oil-cement grouting mortars are the absence of curing in the absence of water and curing due to interaction with a small amount of water (20-25%). Penetrating, mainly, into water-supplying channels (including cracks), the cement-cement mortar quickly hardens and, releasing oil (or other base - diesel fuel, kerosene, etc.), enters into interaction with water. The result is a durable stone. Oil-cement solutions (without water) do not set at a high temperature (up to 200 ° C) (V. Kostyrin. Grouting materials and chemicals, M., Nedra, 1989, p. 37, 4th paragraph from the bottom).
Недостатком способа является седиментационная неустойчивость нефтецементного раствора в период отверждения, при этом выделившаяся нетвердеющая основа нефтецементных тампонажных растворов (нефть, дизельное топливо, керосин и т.п.) после отверждения цемента вымывается при эксплуатации пласта, оставляя поры в цементном камне (застывшем цементном растворе), по которым может поступать пластовая вода, что ускоряет повторное обводнение пласта, при этом данный способ неэффективен при наличии в пласте сероводорода, так как замедляется время отверждения нефтецементного раствора, в результате чего в условиях интенсивных поглощений (в трещиноватых пластах) изоляционный экран подвержен размыванию или разрушению и, как следствие, в результате размывания образуется непрочный цементный камень.The disadvantage of this method is the sedimentation instability of the oil-cement mortar during the curing period, while the released non-hardening base of oil-cement grouting mortars (oil, diesel fuel, kerosene, etc.) after curing of the cement is washed out during operation of the formation, leaving pores in the cement stone (hardened cement mortar) along which formation water can flow, which accelerates re-flooding of the formation, while this method is ineffective in the presence of hydrogen sulfide in the formation, since the time about solidification of oil-cement mortar, as a result of which, under conditions of intense absorption (in fractured formations), the insulating screen is subject to erosion or destruction and, as a result, erosion results in the formation of an unstable cement stone.
Известен способ цементирования скважин (А.с. SU №1073434, Е21В 33/13, бюл. №6, 1984), включающий приготовление битумно-минеральной тампонажной композиции путем смешения твердообразного тонкодисперсного битумно-минерального компонента с жидкостью или газом, инертным по отношению к нему, транспортирование ее в скважину и обращение в монолитное твердообразное состояние при воздействии температуры, обращение в монолитное твердообразное состояние производят путем выдержки битумно-минеральной тампонажной композиции за колонной в течение времени, необходимого для седиментационного уплотнения битумно-минерального компонента, последующего его нагревания до температуры плавления, повторной выдержки при этой температуре до сплавления частиц компонента и охлаждения до температуры пласта.A known method of cementing wells (A.S. SU No. 1073434, E21B 33/13, bull. No. 6, 1984), comprising preparing a bitumen-mineral grouting composition by mixing a solid finely divided bitumen-mineral component with a liquid or gas inert with respect to him, transporting it to the well and turning into a monolithic solid state when exposed to temperature, turning into a monolithic solid state is carried out by holding the bitumen-mineral grouting composition behind the column for a time, not required for sedimentation compaction of the bitumen-mineral component, its subsequent heating to the melting temperature, repeated exposure at this temperature to fusion of the component particles and cooling to the temperature of the formation.
Недостатками способа являются многостадийность процесса, вызванная с необходимостью разогрева до температуры плавления битумно-минерального компонента, повторной выдержки при этой температуре до сплавления частиц компонента, и отсутствие избирательности (селективности) при кольматации пласта, так как изолируются близлежащие нефтесодержащие пласты и пропластки.The disadvantages of the method are the multi-stage process, caused by the necessity of heating to the melting temperature of the bitumen-mineral component, re-exposure at this temperature to fusion of the particles of the component, and the lack of selectivity (formation) when the formation is clogged, since nearby oil-containing formations and layers are isolated.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине (патент RU №2283421, Е21В 33/13, бюл. №25, 2006), включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, продавку цементного раствора в заколонное пространство и ожидание затвердения цемента под давлением в скважине, при этом после разбуривания участка залежи проводят исследование скважин на приток свабированием, установление депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещиноватую часть, и по скважинам, вскрывшим пласт в трещиноватой части, закачку через скважину цементного раствора ведут при давлении не более величины депрессии продвижения пластовых флюидов по скважинам, вскрывшим пласт без попадания в трещиноватую часть, при этом в качестве цементного раствора используют нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента плотностью 1570-1600 кг/м3, а продавку нефтецементного раствора выполняют дегазированной нефтью до полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора. В процессе закачки плавно увеличивают плотность нефтецементного раствора.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating water inflows or absorption zones in a well (patent RU No. 2283421, ЕВВ 33/13, bull. No. 25, 2006), which includes opening a productive formation by drilling, forcing cement slurry into the annulus and waiting hardening of cement under pressure in the well, while after drilling a section of the reservoir, wells are examined for inflow by swabbing, the depression of the progression of formation fluids through wells that have opened the formation without falling into the fractured portion, and for wells that opened the formation in the fractured portion, cement mortar is injected through the well at a pressure of no more than the depression of the advancement of reservoir fluids through the wells that opened the formation without entering the fractured portion, and oil-cement mortar is used as the cement mortar with the ratio 1 m 3 of oil 1.9-2.1 ton of Portland cement grouting density 1570-1600 kg / m 3, and operate prodavku oil cement slurry degassed oil until complete displacement of the barrel of petroleum wells cement mortar. During the injection process, the density of the oil-cement mortar is gradually increased.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- узкая область применения способа, связанная с возможностью использования только в пластах с трещинной частью;- a narrow scope of the method associated with the possibility of use only in formations with a fractured part;
- низкая эффективность способа из-за повышенного давления нагнетания нефтецементного раствора, так как при приготовлении нефтецементного раствора, как правило, температура цемента близка к температуре окружающей среды и температура пласта в среднем 20°С, это ведет к охлаждению нефтецементного раствора, увеличению вязкости, повышению давления нагнетания и, следовательно, к возникновению технологических трудностей при прокачке в пласты скважины нефтецементного раствора, и, как следствие, незначительное проникновение в пласт (на диаметр не более 3-4 метров);- low efficiency of the method due to the increased pressure of injection of oil-cement mortar, since when preparing an oil-cement mortar, as a rule, the temperature of the cement is close to the ambient temperature and the temperature of the formation is on average 20 ° C, this leads to cooling of the oil-cement mortar, increase the viscosity, increase injection pressure and, consequently, to the occurrence of technological difficulties when pumping an oil-cement mortar into the formation, and, as a result, insignificant penetration into the formation (by diameter no more than 3-4 meters);
- малоэффективен при наличии сероводорода в пласте, так как замедляется время отверждения нефтецементного раствора, в результате чего в условиях интенсивных поглощений (в трещиноватых пластах) изоляционный экран подвержен размыванию или разрушению и, как следствие, в результате размывания образуется непрочный цементный камень;- it is ineffective in the presence of hydrogen sulfide in the formation, since the curing time of the oil-cement mortar slows down, as a result of which under conditions of intense absorption (in fractured formations) the insulating screen is subject to erosion or destruction and, as a result, erosion results in the formation of an unstable cement stone;
- низкая избирательность, так как в нефтесодержащих пластах или пропластках с низким пластовым давлением или с низкой проницаемостью, содержащих водную составляющую, происходит вытеснение более плотным нефтецементным тампонажным раствором продукции скважины без интенсивного перемешивания, с последующей кольматацией этих пластов и пропластков, связанных с невозможностью вымыва цемента, который отверждается под действием воды, находящейся в продукции пласта.- low selectivity, since in oil-containing formations or interlayers with low reservoir pressure or with low permeability containing an aqueous component, the production of a well is displaced by a denser oil-cement cement slurry without intensive mixing, followed by colmatization of these formations and interlayers due to the impossibility of washing out the cement , which cures under the influence of water in the formation.
Технической задачей изобретения является расширение области применения за счет возможности использования его в любых продуктивных пластах, в том числе и карбонатных с трещинной частью и содержащих сероводород, повышение эффективности способа изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине за счет увеличения глубины охвата, благодаря снижению давления нагнетания, и повышение избирательности в изоляции за счет более интенсивного перемешивания нефтецементного тампонажного раствора с нефтесодержащей продукцией пластов или пропластков.An object of the invention is to expand the scope due to the possibility of using it in any productive formations, including carbonate with a fractured part and containing hydrogen sulfide, increasing the efficiency of the method of isolation of water inflows or absorption zones in the well by increasing the depth of coverage, due to a decrease in the injection pressure, and increasing the selectivity in isolation due to more intensive mixing of oil-cement cement slurry with oil-containing products of formations or floats stocks.
Техническая задача решается предлагаемым способом изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта, закачивание в скважину нефтецементного раствора, продавку нефтецементного раствора дегазированной товарной нефтью с последующей выдержкой до отверждения нефтецементного раствора.The technical problem is solved by the proposed method of isolating water inflows or absorption zones in the well, including opening a productive formation by drilling, pumping an oil-cement solution into the well, pumping an oil-cement solution with degassed salable oil, followed by exposure to the curing of the oil-cement solution.
Новым является то, что перед закачкой нефтецементного раствора призабойную зону пласта предварительно прогревают пластовой водой с температурой не ниже 90°С в объеме не менее половины объема закачиваемого нефтецементного раствора, в котором в качестве нефтяного компонента используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть, подогретую до температуры не ниже 60°С, а дегазированную нефть при продавке нефтецементного раствора подогревают до температуры не ниже 40°С.It is new that before injecting an oil-cement solution, the bottom-hole zone of the formation is preheated with formation water with a temperature of at least 90 ° C in a volume of not less than half the volume of the injected oil-cement solution, in which highly viscous non-flowing oil under reservoir conditions is used, heated to a temperature not lower than 60 ° C, and degassed oil during the sale of oil-cement mortar is heated to a temperature of not lower than 40 ° C.
Новым является также то, что подогретую пластовую воду закачивают вместе с нейтрализатором сероводорода при его наличии в изолируемом пласте.It is also new that heated formation water is pumped together with a hydrogen sulfide neutralizer if it is present in an isolated formation.
Новым является также то, что закачивание в скважину реагентов осуществляют по теплоизолированным трубам.Also new is the fact that reagents are pumped into the well through thermally insulated pipes.
Сущность предложения заключается в следующем. Через теплоизолированные трубы, спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают пластовую воду (например, пластовую воду девонского горизонта с плотностью ≈1180 кг/м3, бобриковского горизонта с плотностью ≈1150 кг/м3 или т.п.) с температурой не ниже 90°С в объеме не менее половины объема нефтецементного раствора (который определяется исходя из предварительных геологических исследований данного пласта), что позволяет разогреть пласт и стимулировать продукцию пласта, снижая его вязкость и увеличивая текучесть (при закачке меньшего объема и подогреве пластовой воды ниже 90°С не обеспечивает необходимый прогрев пласта, а при подогреве пластовой воды до или выше температуры кипения и большего объема нецелесообразно из-за роста затрат). Кроме того, пластовая вода одновременно является ускорителем отверждения цементного раствора, что способствует образованию прочного цементного камня, надежно кольматируя водопритоки или зоны поглощения в скважине.The essence of the proposal is as follows. Formation water (for example, formation water of the Devonian horizon with a density of ≈1180 kg / m 3 , Bobrikov horizon with a density of ≈1150 kg / m 3 or the like) with a temperature of at least 90 ° C in a volume of at least half of the volume of oil-cement mortar (which is determined based on preliminary geological studies of this formation), which allows you to heat the formation and stimulate the production of the formation, reducing its viscosity and increasing fluidity (when injected a smaller volume and heating produced water below 90 ° C does not provide the necessary heating of the formation, and when heated produced water to or above the boiling point and a larger volume is impractical due to increased costs). In addition, produced water is at the same time an accelerator for curing cement slurry, which contributes to the formation of a strong cement stone, reliably mating water inflows or absorption zones in the well.
При наличии сероводорода в изолируемом пласте в пластовую воду добавляют нейтрализатор сероводорода из расчета 2-2,5 кг на 1 м3 пластовой воды. В качестве нейтрализатора сероводорода можно применять едкий натр, кальцинированную соду, двуокись марганца и т.п.If there is hydrogen sulfide in the insulated reservoir, a hydrogen sulfide neutralizer is added to the produced water at the rate of 2-2.5 kg per 1 m 3 of produced water. Caustic soda, soda ash, manganese dioxide and the like can be used as a hydrogen sulfide neutralizer.
Далее закачивают нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента. В качестве нефтяного компонента нефтецементного раствора используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть, которую берут после установки предварительного сброса воды (УПСВ) (например, высоковязкая тяжелая или битуминозная нефть Северного и Южного куполов Мордово-Кармальского месторождения плотностью не ниже 870 кг/м3 (см. ГОСТ 51858-2002)), подогретую до текучего состояния с температурой не ниже 60°С. Прогрев нетекучей в пластовых условиях высоковязкой нефти до температуры не ниже 60°С способствует снижению вязкости и, как следствие, снижению давления нагнетания нефтецементного раствора, уменьшению технологических трудностей при прокачке в скважину нефтецементного раствора. Прогрев высоковязкой нефти выше 60°С не влияет на эффективность способа, но нецелесообразен из-за роста затрат, прогрев высоковязкой нефти ниже 60°С может быть недостаточен для обеспечения текучести (снижения вязкости и давления нагнетания) нефтецементного раствора.Next, an oil-cement solution is pumped in at a ratio of 1.9-2.1 tons of cement Portland cement per 1 m 3 of oil. High viscosity oil, which is non-flowing under reservoir conditions, is taken as the oil component of the oil-cement solution, which is taken after the preliminary water discharge installation (UPVS) (for example, high viscosity heavy or bituminous oil of the North and South domes of the Mordovo-Karmal deposit with a density of at least 870 kg / m 3 (cm GOST 51858-2002)), heated to a fluid state with a temperature not lower than 60 ° C. Warming non-fluid high-viscosity oil in reservoir conditions to a temperature of not lower than 60 ° C helps to reduce viscosity and, as a result, lower the pressure of injection of oil-cement mortar, reduce technological difficulties when pumping oil-cement mortar into the well. Warming high viscosity oil above 60 ° C does not affect the efficiency of the method, but is impractical due to rising costs, heating high viscosity oil below 60 ° C may not be sufficient to ensure the fluidity (lower viscosity and discharge pressure) of the cement cement.
При этом в водоносном интервале пласта нефтецементный раствор интенсивно перемешивается с разогретой пластовой водой, которая из-за высокой теплоемкости поддерживает длительное время вязкий нефтяной компонент нефтецементного раствора в текучем состоянии, позволяя шире охватить пласт, независимо от наличия трещин. Цемент при этом поглощает пластовую воду, что ускоряет процесс его затвердевания. Так как нефтяной компонент нефтецементного раствора является гидрофобным веществом, он обволакивает цемент с поглощенной водой и при взаимодействии с непрогретой пластовой водой, охлаждаясь, переходит в нетекучее состояние за счет многократного возрастания вязкости и потери текучести высоковязкой нефти при ее охлаждении до температуры изолируемого пласта, исключая вымывание цемента до его полного застывания из водоносной части пласта. Например, при охлаждении используемой для реализации способа высоковязкой нефти Мордово-Кармальского месторождения от 60 до 20°С (пластовая температура) вязкость возрастает с 250 до 3600 мПа·с. В результате создается экран, изолирующий данный интервал.At the same time, in the aquifer of the formation, the oil-cement solution is intensively mixed with heated formation water, which, due to the high heat capacity, maintains the viscous oil component of the oil-cement solution in a fluid state for a long time, allowing a wider coverage of the formation, regardless of the presence of cracks. At the same time, cement absorbs produced water, which accelerates the process of its solidification. Since the oil component of the oil-cement solution is a hydrophobic substance, it envelops cement with absorbed water and, when interacting with unheated formation water, cools down into a non-fluid state due to a multiple increase in viscosity and loss of fluidity of highly viscous oil when it is cooled to the temperature of the insulated formation, excluding leaching cement until it completely hardens from the aquifer of the reservoir. For example, when cooling the high-viscosity oil of the Mordovo-Karmal field used to implement the method, from 60 to 20 ° C (reservoir temperature), the viscosity increases from 250 to 3600 mPa · s. As a result, a screen is created that isolates this interval.
При попадании нефтецементного раствора в нефтенасыщенные интервалы пласта раствор интенсивно перемешивается с разогретой продукцией пласта, которая разбавляет вязкий нефтяной компонент нефтецементного раствора, снижая его вязкость и увеличивая процентное содержание нефтяного компонента в нефтецементном растворе, что приводит к его вымыванию из продуктивного пласта.When an oil-cement solution enters the oil-saturated intervals of the formation, the solution is intensively mixed with the heated production of the formation, which dilutes the viscous oil component of the oil-cement solution, reducing its viscosity and increasing the percentage of the oil component in the oil-cement solution, which leads to its washing out of the productive formation.
Затем продавливают нефтецементный раствор до полного вытеснения из ствола скважины дегазированной нефтью, подогретой до температуры не ниже 40°С. Нагрев дегазированной нефти для продавки нефтецементного раствора до температуры не ниже 40°С обеспечивает промывку оставшихся на стенках скважины остатков нефтецементного раствора, следовательно, скважина впоследствии хорошо осваивается, и отпадает необходимость в разбуривании цементного камня, перфорации с целью увеличения дебита.Then the cement-cement mortar is pushed until it is completely displaced from the wellbore by degassed oil, heated to a temperature of at least 40 ° C. Heating degassed oil to push the cement slurry to a temperature of at least 40 ° C ensures that the remaining cement slurry remaining on the walls of the well is flushed, therefore, the well is subsequently well mastered, and there is no need to drill cement stone or perforate in order to increase production.
После выдержки, достаточной для отверждения цемента, попавший и разбавленный пластовой нефтью нефтецементный раствор вымывается из коллектора уже при начале освоения пласта (например, свабированием или созданием депрессии на пласт), то есть предотвращается загрязнение продуктивного коллектора, чем достигается селективность изоляции.After exposure sufficient to harden the cement, the oil-cement solution that has got and diluted with reservoir oil is washed out of the reservoir already at the beginning of reservoir development (for example, by swabbing or creating a depression on the reservoir), i.e., pollution of the productive reservoir is prevented, thereby achieving isolation selectivity.
В качестве термоизолированных труб могут быть использованы трубы термоизолированные, соответствующие требованиям ТУ 3665-003-59177165-2003.As thermally insulated pipes, thermally insulated pipes that meet the requirements of TU 3665-003-59177165-2003 can be used.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Определили приемистость объекта изоляции, наличие сероводорода во вскрытом продуктивном пласте скважины НГДУ «Лениногорскнефть». В зависимости от приемистости интервала объекта изоляции определяют необходимый объем нефтецементного раствора, объем для продавки дегазированной нефти для полного вытеснения из ствола скважины нефтецементного раствора.The injectivity of the isolation object and the presence of hydrogen sulfide in the discovered productive layer of the NGDU Leninogorskneft were determined. Depending on the injectivity of the interval of the isolation object, the required volume of oil-cement mortar is determined, the volume for selling degassed oil to completely displace the oil-cement mortar from the well bore.
Через теплоизолированные трубы, спущенные в интервал изоляционных работ, последовательно закачивают пластовую воду девонского горизонта с плотностью 1180 кг/м3 с температурой не ниже 95°С в объеме не менее половины объема нефтецементного раствора, нефтецементный раствор при соотношении на 1 м3 нефти 1,9-2,1 тонны тампонажного портландцемента. В качестве нефтяного компонента нефтецементного раствора используют нетекучую в пластовых условиях высоковязкую нефть Северного и Южного куполов Мордово-Кармальского месторождения после установки предварительного сброса воды (УПСВ), подогретую до температуры 60°С. Затем продавливают нефтецементный раствор до полного вытеснения из ствола скважины дегазированной нефтью, подогретой до температуры 40°С. Оставляют скважину на выдержку до отверждения нефтецементного раствора. Затем скважину пускают в эксплуатацию.Formation water of the Devonian horizon with a density of 1180 kg / m 3 with a temperature of at least 95 ° C in a volume of not less than half the volume of oil-cement mortar, oil-cement solution at a ratio of 1 m 3 of oil 1, 9-2.1 tons of cement Portland cement. High viscosity oil of the North and South domes of the Mordovo-Karmalskoye field after the preliminary water discharge installation (UPVS), heated to a temperature of 60 ° C, is used as the oil component of the oil-cement solution. Then the cement-cement mortar is pushed until it is completely displaced from the wellbore by degassed oil, heated to a temperature of 40 ° C. Leave the well for aging until curing of the oil-cement mortar. Then the well is put into operation.
В результате обводненность добываемой продукции снизилась практически со 100 до 5-9%, а приемистость нефтеносного интервала пласта не изменилась.As a result, the water cut of the produced products decreased from almost 100 to 5-9%, and the injectivity of the oil-bearing interval of the reservoir did not change.
Предлагаемый способ позволяет использовать его в любых продуктивных пластах, в том числе и карбонатных с трещинной частью и содержащих сероводород, эффективно изолировать водопритоки или зоны поглощения в скважине за счет увеличения глубины охвата и снижения давления нагнетания и повысить избирательность в изоляции за счет более интенсивного перемешивания нефтецементного тампонажного раствора с нефтесодержащей продукцией пластов или пропластков.The proposed method allows it to be used in any productive formations, including carbonate with a fractured part and containing hydrogen sulfide, to effectively isolate water inflows or absorption zones in the well by increasing the depth of coverage and lowering the injection pressure and increasing the selectivity in isolation due to more intensive mixing of oil-cement cement slurry with oil-containing products of formations or interlayers.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009118252/03A RU2392418C1 (en) | 2009-05-12 | 2009-05-12 | Method for insulation of water productions and thief zones in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009118252/03A RU2392418C1 (en) | 2009-05-12 | 2009-05-12 | Method for insulation of water productions and thief zones in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2392418C1 true RU2392418C1 (en) | 2010-06-20 |
Family
ID=42682768
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009118252/03A RU2392418C1 (en) | 2009-05-12 | 2009-05-12 | Method for insulation of water productions and thief zones in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2392418C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111879814A (en) * | 2020-07-31 | 2020-11-03 | 武汉大学 | Experimental device and system for water-heat transfer mechanism of fractured rock mass |
-
2009
- 2009-05-12 RU RU2009118252/03A patent/RU2392418C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АМИРОВ А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1975, с.261-263. КОСТЫРИН В.И. Тампонажные материалы и химреагенты. - М.: Недра, 1989, с.37. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111879814A (en) * | 2020-07-31 | 2020-11-03 | 武汉大学 | Experimental device and system for water-heat transfer mechanism of fractured rock mass |
| CN111879814B (en) * | 2020-07-31 | 2023-08-22 | 武汉大学 | Experimental device and system for water and heat transfer mechanism in fractured rock mass |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2386787C2 (en) | Construction method of deep well, plugging solution for its implementation and structure of deep well | |
| US10611952B2 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| US20190323329A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2392418C1 (en) | Method for insulation of water productions and thief zones in well | |
| US20190353020A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2361062C1 (en) | Method of elimination of behind-casing flow in wells of small diametre | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2283421C1 (en) | Method for water influx or water lost-circulation zone isolation in well | |
| RU2768785C1 (en) | Method for restoring destroyed oil fields | |
| RU2794105C1 (en) | Method for isolating water inflows in gas wells with a sub-horizontal wellbore end | |
| WO2018125668A1 (en) | Environmentally improved fracturing of a formation | |
| WO2018125663A1 (en) | Fracturing a formation lying below an aquifer | |
| RU2768864C1 (en) | Method for increasing the productivity of wells | |
| WO2018125667A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2528805C1 (en) | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum | |
| RU2183260C2 (en) | Process of development of oil field at late stage of its operation | |
| US20210131252A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| US20190353019A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| RU2158351C1 (en) | Method of shutoff of water inflow into well | |
| RU2186935C2 (en) | Process of isolation of inflow of stratal water | |
| WO2018125657A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry | |
| WO2018125658A1 (en) | Fracturing a formation with mortar slurry |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160513 |