RU2456439C1 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2456439C1 RU2456439C1 RU2011100355/03A RU2011100355A RU2456439C1 RU 2456439 C1 RU2456439 C1 RU 2456439C1 RU 2011100355/03 A RU2011100355/03 A RU 2011100355/03A RU 2011100355 A RU2011100355 A RU 2011100355A RU 2456439 C1 RU2456439 C1 RU 2456439C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- composition
- gel
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет водоизоляции высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов или пропластков для движения нагнетаемой воды. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего, мас.%: силикат натрия 1-10, ацетат хрома 0,5-2, воду - остальное, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, перед закачкой указанного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 часов. 1 пр., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен «Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов», предусматривающий применение оторочек силиката щелочного металла и водорастворимого полимера (пат. RU 2146002, опубл. 27.02.2000). В способе производят отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодически одну нагнетательную скважину останавливают и выдерживают для восстановления давления в призабойной зоне до пластового, водные растворы полимера и силиката щелочного металла перед закачкой смешивают с водой минерализации 15-180 г/л, смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с увеличением давления закачки на 0,5 МПа и более, одновременно снижая концентрации полимера (полиакриламид или эфир целлюлозы) и силиката щелочного металла.
Недостатками данного способа является сложность регулирования времени образования геля и сложность качественного приготовления полимерных растворов в прискважинных условиях.
Известен «Способ разработки нефтяной залежи», согласно которому профиль приемистости нагнетательных скважин предлагается выравнивать путем закачки в пласт водного раствора силиката натрия совместно с цеолитсодержащей породой, предварительно обработанной кислотой (патент RU №2157451, опубл. 10.10.2000). Закачку растворов целитсодержащей породы осуществляют раздельно или последовательно, по окончании закачки проводят выдержку.
Недостатками данного состава являются применение оторочки, содержащей взвешенные твердые частицы, которые имеют низкую проникающую способность в породы пласта, отсутствие компонентов, регулирующих время гелеобразования, а также низкая эффективность состава в условиях низкой минерализации пластовых вод.
Известен «Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пластов - ГРП» (пат. RU №2398102, опубл. 27.08.2010), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, при этом используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.
Недостатками данного способа являются низкая регулируемость времени сшивки состава, сложность приготовления качественных составов в прискважинных условиях, невозможность высокоэффективного разрушения сшитых молекул полиакриламида в пластовых условиях.
Известен «Способ ограничения водопритоков в скважину», предполагающий закачку в пласт состава, содержащего соляную кислоту (1-3%) и силикат натрия (1-15%) с низким значением рН (1,5-2) в качестве первой оторочки, с последующей закачкой отдельно концентрированного раствора силиката натрия для повышения рН среды до 5-8 (пат. RU №2160832, опубл. 20.12.2000).
Недостатком данного способа является неконтролируемое гелеобразование состава за счет смешивания его с пластовыми водами, а не образование геля кремниевой кислоты, о чем свидетельствует повышение рН раствора.
Известен «Способ ограничения притока вод в добывающую скважину», в котором в качестве тампонирующего используется состав, содержащий раствор силиката натрия, также используется жидкость, представляющая раствор солей кальция и поверхностно-активных веществ (пат. RU №2392419, опубл. 20.06.2010). Способ предполагает раздельную закачку раствора силиката натрия в подпакерную высокообводненную часть пласта, а раствор солей кальция и ПАВ - в продуктивную часть пласта, лежащую над пакером. Раствор солей кальция способствует непроникновению раствора силиката натрия в малообводненную часть пласта или пропластки за счет образования непроницаемого экрана при контакте солей кальция с силикатом натрия.
Недостатками способа являются отсутствие отвердителя в тампонирующем составе, что снижает эффективность применения технологии в пластах с низкой минерализацией пластовых вод, высокий риск смешения составов в призабойной зоне продуктивной части пласта за счет заколонных перетоков и неконтролируемого продвижения оторочки солей кальция и ПАВ, отсутствие регулирования времени гелеобразования тампонажного состава в пластовых условиях.
Известен «Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах» (пат. RU №2382185, опубл. 20.02.2010), принятый за прототип.Способ предполагает закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида, ацетата хрома, оксида магния и гуара, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме НКТ плюс 0,5-1 м3, далее производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.
Недостатками данного способа являются относительно высокая вязкость образующегося состава до сшивки, низкая фильтруемость состава в породе пласта и образование непроницаемой корки в призабойной зоне скважин, сложность приготовления качественного однородного состава в прискважинных условиях, сложность последующего разрушения состава в пласте при необходимости, сложность регулирования времени сшивки состава.
Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах либо за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов (или пропластков) для движения нагнетаемой воды.
Технический результат достигается тем, что в способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающем закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу для полного гелеобразования, в указанный состав добавляют силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия | 1-10% |
Ацетат хрома | 0,5-2% |
Вода | остальное, |
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 часов.
При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 1% мас. образования геля добиться не удается. Использование концентрации, превышающей 10%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей, и одновременно требует значительного увеличения концетрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.
При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,5% мас. не удается добиться образования геля. При концентрациях выше 2% образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в пласт. Получено экспериментально.
В рассчитанный объем пресной воды при непрерывном перемешивании добавляют ацетат хрома (в виде 50-55% раствора), добиваясь получения равномерного раствора ацетата хрома в пресной воде требуемой концентрации из интервала от 0,5 до 2,0% мас. Затем при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят раствор силиката натрия и перемешивание продолжают в течение 3-5 минут. В промысловых условиях приготовление может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата. Не рекомендуется приготовление сначала раствора силиката натрия, а затем разбавление в нем концентрированного раствора ацетата хрома, так при добавлении концентрированного раствора ацетата хрома (50-55%) происходит мгновенное образование комков геля за счет локального контакта силиката натрия с раствором ацетата хрома, значительно превышающим требуемую концентрацию в приготовляемом составе. При этом гелеобразующий состав теряет однородность консистенции за счет образования высоковязких сгустков геля, препятствующих прокачке состава в пласт, а эффективная концентрация ацетата хрома в составе снижается, что способствует удлинению индукционного периода и снижению прочности образуемого геля.
Закачивание оторочки пресной воды перед закачкой указанного состава предотвращает преждевременное образование осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами.
Индукционный период конкретного гелеобразующего состава устанавливают с учетом пластовой температуры равным 6-10 часов. Индукционный период гелеобразующего состава должен быть достаточно высоким для приготовления состава, его прохождения по стволу скважины, прокачки его в пласт на заданное расстояние от забоя скважины, но вместе с тем он не должен иметь значения, значительно превышающие 10 часов, так как это приведет к необходимости чрезмерного увеличения технологической паузы.
Закачиваемый в пласт гелеобразующий состав поступает в первую очередь в высокопроницаемые части пласта, где скорость фильтрации выше. В течение индукционного периода вязкость состава имеет низкие значения (1,2-10 мПа·с), что способствует легкому закачиванию его в пласт.
На фиг.1 представлен график зависимости индукционного периода для гелеобразующих составов, содержащих 4,2% мас. силиката натрия. На фиг.1, 2 кривые 1-3 представляют зависимости индукционного периода составов, содержащих 4,2% мас. силиката натрия, от пластовой температуры, где кривая 1 - состав, содержащий ацетат хрома - 0,83% мас., кривая 2 - 1,1% мас., кривая 3 - 1,38% мас., кривая 4 - график изменения пластической прочности гелеобразующего состава в зависимости от пластовой температуры пласта. Для каждой отдельно взятой пластовой температуры следует подобрать концентрацию силиката натрия и ацетата хрома таким образом, чтобы индукционный период полученного состава составлял 6-10 часов при достаточной пластической прочности. Используя аналогичные графики для других концентраций силиката натрия, можно подобрать требуемую для решения конкретных промысловых задач прочность геля. На фиг.2 представлены зависимости прочности от индукционного периода выбранного в примере 1 состава в зависимости от пластовой температуры.
После продавливания гелеобразующего состава в пласт скважина останавливают на технологическую паузу продолжительностью 24-36 часов. Технологическая пауза характеризуется ростом вязкости гелеобразующего состава и увеличением его пластической прочности. Во время технологической паузы завершается процесс гелеобразования и образующийся гель закупоривает высокопроницаемую часть пласта и тем самым способствует выравниванию проницаемостной неоднородности и сокращению притока воды.
После технологической паузы скважину пускают в работу.
При применении гелеобразующего состава в добывающих скважинах для водоизоляции необходимо предварительное определение интервалов водопритока с применением комплекса промыслово-геофизических методов. При применении состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин для оценки эффективности применения состава необходимо снятие профилей приемистости скважин до и после скважинных обработок.
Способ осуществляется следующим образом и включает следующие основные операции:
1. Промывают ствол скважины путем спуска НКТ до забоя скважины.
2. Поднимают башмак НКТ до выявленного интервала водопритока.
3. Производят опрессовку скважины при давлении, не менее чем в 1,2 раза превышающем ожидаемое максимальное давление в процессе закачки гелеобразующего состава.
4. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме.
5. Подбирают концентрации силиката натрия и ацетата хрома.
6. Во избежание преждевременного гелеобразования в призабойной зоне скважины прокачивают оторочку пресной воды в изолируемый интервал из расчета не менее 2 м на 1 метр перфорированной толщины.
7. Приготавливают гелеобразующий состав из расчета 2-10 м3 на 1 метр перфорированной толщины изолируемого интервала.
8. Закачивают гелеобразующий состав в скважину при расходах, не превышающих замеренную приемистость скважины, при башмаке НКТ, установленном напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого интервала.
9. Продавливают гелеобразующий состав в пласт. В качестве продавочной жидкости может быть использована пресная вода или жидкость на углеводородной основе.
10. Закрывают скважину на технологическую паузу для структурного упрочнения гелеобразующего состава на срок 24-36 часов.
При закачке гелеобразующего состава для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин рекомендуется использовать состав, значения пластической прочности которого не превышают 1500 Па.
Пример. Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 60°С. Опираясь на данные фиг.1, для данных условий выбираем гелеобразующий состав, содержащий 4,2% силиката натрия и 0,83% ацетата хрома. При этом индукционный период составит около 360 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 1680 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода технологическую паузу достаточно принять равной 24 часам.
Значения рН предлагаемых для реализации способа гелеобразующих составов находятся в интервале 10-11,5, что свидетельствует об их низкой коррозионной активности. Гелеобразующий состав может быть эффективно разрушен в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.
Claims (1)
- Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, отличающийся тем, что в указанный состав добавляют силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия 1-10 Ацетат хрома 0,5-2 Вода Остальное,
при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 24-36 ч.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100355/03A RU2456439C1 (ru) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011100355/03A RU2456439C1 (ru) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2456439C1 true RU2456439C1 (ru) | 2012-07-20 |
Family
ID=46847442
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011100355/03A RU2456439C1 (ru) | 2011-01-11 | 2011-01-11 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2456439C1 (ru) |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2536529C1 (ru) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта |
RU2632799C1 (ru) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти |
RU2639339C1 (ru) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
RU2661973C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
RU2665494C2 (ru) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами |
RU2669648C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2704661C1 (ru) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в скважину |
RU2704662C1 (ru) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2706150C1 (ru) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
RU2713063C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2714753C1 (ru) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2332224A (en) * | 1997-12-13 | 1999-06-16 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
RU2136870C1 (ru) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта |
RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
RU2157451C2 (ru) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2160832C1 (ru) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ ограничения водопритоков в скважину |
RU2191894C1 (ru) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
RU2377399C2 (ru) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
RU2398102C1 (ru) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
-
2011
- 2011-01-11 RU RU2011100355/03A patent/RU2456439C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2332224A (en) * | 1997-12-13 | 1999-06-16 | Sofitech Nv | Gelling composition for wellbore service fluids |
RU2136870C1 (ru) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта |
RU2157451C2 (ru) * | 1998-08-12 | 2000-10-10 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2146002C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
RU2160832C1 (ru) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ ограничения водопритоков в скважину |
RU2191894C1 (ru) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ регулирования разработки нефтяного пласта |
RU2377399C2 (ru) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
RU2392419C1 (ru) * | 2009-04-03 | 2010-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ ограничения притока вод в добывающую скважину |
RU2398102C1 (ru) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2536529C1 (ru) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта |
RU2661973C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
RU2632799C1 (ru) * | 2016-06-20 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти |
RU2665494C2 (ru) * | 2016-08-29 | 2018-08-30 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами |
RU2639339C1 (ru) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
RU2669648C1 (ru) * | 2017-12-25 | 2018-10-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2704661C1 (ru) * | 2018-12-10 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для ограничения водопритока в скважину |
RU2704662C1 (ru) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2706150C1 (ru) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину |
RU2714753C1 (ru) * | 2019-05-14 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2713063C1 (ru) * | 2019-07-31 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
CN106967403A (zh) | 一种油田储层大孔道或特高渗透条带封堵剂及其制备方法 | |
CN104675371B (zh) | 一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 | |
US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
CN105062444A (zh) | 高温体膨颗粒堵剂及其制备方法 | |
US9366125B2 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
CN102051161B (zh) | 稠油蒸汽吞吐深部封窜体系及其注入方法 | |
RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
CN108071378B (zh) | 一种适用于致密油气藏的co2泡沫压裂方法 | |
CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
CN110671085B (zh) | 基于复合酸液体系的水平井酸化工艺 | |
CN104762072A (zh) | 渗透选择性堵剂及其制备方法和使用方法 | |
CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
RU2482269C2 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
CA2515063C (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
RU2508446C1 (ru) | Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130112 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140820 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180112 |