RU2592920C1 - Method of developing oil deposit development, with underlying water - Google Patents
Method of developing oil deposit development, with underlying water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2592920C1 RU2592920C1 RU2015142137/03A RU2015142137A RU2592920C1 RU 2592920 C1 RU2592920 C1 RU 2592920C1 RU 2015142137/03 A RU2015142137/03 A RU 2015142137/03A RU 2015142137 A RU2015142137 A RU 2015142137A RU 2592920 C1 RU2592920 C1 RU 2592920C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- horizontal
- formation
- insulating material
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 22
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- -1 however Substances 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 235000012771 pancakes Nutrition 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой.The invention relates to the oil industry and can be used in the construction and operation of producing horizontal wells in oil deposits with bottom water.
Известен способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах, включающий бурение многозабойной нефтяной скважины с горизонтальными стволами в одной вертикальной плоскости, из которых один горизонтальный ствол располагают в нефтенасыщенной части пласта, второй горизонтальный ствол - в водонасыщенной части ниже водонефтяного контакта, производят зарезку третьего горизонтального ствола на уровень водонефтяного контакта между имеющимися стволами, при этом воронка депрессии, создаваемая каждым стволом, не достигает близлежащего ствола (патент РФ №2182965, кл. Е21В 43/32, Е21В 33/13, опубл. 27.05.2002).A known method of isolating produced water in horizontal oil wells, including drilling a multilateral well with horizontal wells in one vertical plane, of which one horizontal well is located in the oil-saturated part of the formation, the second horizontal well is in the water-saturated part below the oil-water contact, the third horizontal well is cut to the level of water-oil contact between the available trunks, while the depression funnel created by each trunk does not reach close hedging trunk (RF patent No. 2182965, class ЕВВ 43/32, ЕВВ 33/13, publ. May 27, 2002).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий размещение горизонтального канала в нефтенасыщенной части пласта в одной вертикальной плоскости с горизонтальным каналом в водонасыщенной части на расстоянии от водонефтяного контакта, определяемом в зависимости от расстояния между каналами, значений вязкости отбираемых из пласта жидкостей и геометрических параметров профиля скважины (патент РФ №2145665, кл. Е21В 43/32, опубл. 20.02.2000 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of isolating formation water in oil wells, comprising placing a horizontal channel in the oil-saturated part of the formation in one vertical plane with a horizontal channel in the water-saturated part at a distance from the oil-water contact, determined depending on the distance between the channels, the values the viscosity of liquids taken from the reservoir and the geometric parameters of the well profile (RF patent No. 2145665, class E21B 43/32, publ. 02.20.2000 - prototype).
Общим недостатком известных способов является необходимость отбора из горизонтальных стволов, размещенных в водонасыщенном пласте, огромного количества пластовой воды, что на заключительных стадиях разработки нефтяной залежи становится нерентабельным.A common disadvantage of the known methods is the need for selection from horizontal shafts located in a water-saturated formation of a huge amount of produced water, which at the final stages of development of an oil reservoir becomes unprofitable.
В предложенном изобретении решается задача сокращения объемов добываемой попутной пластовой воды, снижения обводненности добываемой продукции.The proposed invention solves the problem of reducing the volume of produced associated formation water, reducing the water content of the produced products.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости и отбор добываемой продукции через горизонтальные стволы, согласно изобретению, проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта и второго горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола, перфорацию первого горизонтального ствола в горизонтальной плоскости, закачку в первый горизонтальный ствол водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой, и одновременную закачку во второй горизонтальный ствол нефти с одинаковым давлением и расходом, при которых закачивают водоизолирующий материал, до начала схватывания водоизолирующего материала, прекращение закачки и проведение технологической выдержки и отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir underlain by water, including injecting a working agent through injection wells, selecting reservoir products through production wells, conducting horizontal trunks of an oil producing well in one vertical plane and selecting produced products through horizontal trunks, according to the invention, wiring the first horizontal wellbore is carried out in an oil-saturated formation close to the oil-water contact and the second horizontal wellbore in the upper part of the oil a saturated reservoir with a length shorter than the length of the first horizontal wellbore, perforating the first horizontal wellbore in a horizontal plane, injecting into the first horizontal wellbore an insulating material having a density greater than the density of the oil and less than the density of the produced water and creating a barrier for formation water to flow in contact with the produced water, and simultaneous injection of oil into the second horizontal wellbore with the same pressure and flow rate, at which water-insulating material is pumped, before the setting of water insulating material, termination of injection and technological exposure and selection of oil through the second horizontal wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи при отборе нефти горизонтальной добывающей скважиной происходит неизбежное обводнение добываемой продукции за счет образования конусов обводнения. Существующие способы борьбы с конусами обводнения горизонтальных добывающих скважин построены, в основном, на отборе из зоны ниже водонефтяного контакта объема пластовой воды, образующей конус обводнения. Способы хорошо работают на начальном этапе разработки, когда обводненность всего продуктивного пласта невелика. По мере обводнения продуктивного пласта объемы попутно добываемой воды становятся все значительнее и в конце концов превышают объемы добываемой нефти настолько, что разработка становится нерентабельной. В предложенном изобретении решается задача сокращения объемов добываемой попутной пластовой воды при разработке нефтяной залежи горизонтальными добывающими скважинами. Задача решается следующим образом.During the development of an oil reservoir during the extraction of oil by a horizontal producing well, the inevitable flooding of the produced products occurs due to the formation of flooding cones. Existing methods of dealing with horizontal production wells watering cones are built mainly by taking from the zone below the oil-water contact the volume of produced water forming the watering cone. The methods work well at the initial stage of development, when the water cut of the entire reservoir is small. As the reservoir is flooded, the volumes of produced water are becoming more significant and ultimately exceed the volumes of oil produced so that development becomes unprofitable. The proposed invention solves the problem of reducing the volume of produced associated formation water during the development of oil deposits by horizontal producing wells. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой, выполняют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовой продукции через добывающие скважины. В горизонтальной добывающей скважине осуществляют проводку горизонтальных стволов нефтедобывающей скважины в одной вертикальной плоскости. Проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте вблизи от водонефтяного контакта и второго горизонтального ствола в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной, меньшей длины первого горизонтального ствола, как правило на 30-50 м. Обсаженный или не обсаженный первый горизонтальный ствол подвергают перфорации в горизонтальной плоскости. Вариантами перфорации в горизонтальной плоскости могут быть нарезание щелей пескоструйным воздействием через форсунки для щелевой перфорации, обычная перфорация перфораторами, ориентированными кумулятивными зарядами в горизонтальной плоскости и т.п. В подготовленный таким образом горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий материал, имеющий плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающий барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно закачивают во второй горизонтальный ствол нефть с одинаковым давлением и расходом до начала проявления водоизолирующих свойств водоизолирующим материалом. Прекращают закачки и проводят технологическую выдержку для реализации водоизолирующих свойств водоизолирующим материалом. Выполняют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины.When developing an oil reservoir underlain by water, the working agent is injected through injection wells, and reservoir products are selected through production wells. In a horizontal production well, horizontal oil well trunks are posted in one vertical plane. Posting of the first horizontal wellbore is performed in an oil-saturated formation close to the oil-water contact and the second horizontal wellbore in the upper part of the oil-saturated formation with a length shorter than the length of the first horizontal wellbore, typically 30-50 m. The cased or uncased first horizontal wellbore is perforated in the horizontal plane. The options for perforation in the horizontal plane can be cutting the slits by sandblasting through nozzles for crevice perforation, conventional perforation with perforators oriented by cumulative charges in the horizontal plane, etc. A water-insulating material having a density greater than the density of oil and less than the density of the formation water and creating a barrier for the flow of formation water in contact with the formation water is pumped into a horizontal well prepared in this way. At the same time, oil is pumped into the second horizontal wellbore with the same pressure and flow rate until the beginning of the manifestation of the water-insulating properties with the water-insulating material. They stop injecting and carry out technological exposure to realize the water-insulating properties of the water-insulating material. Oil is taken through a second horizontal wellbore.
За счет того, что водоизолирующий материал имеет плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды он после закачки в нефтяную зону, близкую к водонефтяному контакту, опускается вниз к водяной зоне, но не тонет в ней, а распределяется слоем на границе нефти и воды, т.е. строго по водонефтяному контакту. За счет того, что водоизолирующий материал взаимодействие только с пластовой водой, а не с нефтью, закачка в нижнюю часть нефтяной зоны препятствует раннему взаимодействию водоизолирующего материала с пластовой водой и преждевременному проявлению водоизолирующих свойств, т.е. набору вязкости, схватыванию и твердению материала. При порционной закачке изолирующего материала новые порции продвигаются над уже закаченными порциями по нефтяной зоне без контакта с пластовой водой до окончания распространения первых порций и взаимодействуют с пластовой водой только за зоной распространения первых порций водоизолирующего материала. За счет этого удается создать водоизолирующий барьер небольшой толщины, но большой площади.Due to the fact that the water-insulating material has a density greater than the density of oil and less than the density of formation water, it, after being pumped into the oil zone close to the oil-water contact, falls down to the water zone, but does not sink in it, but is distributed in a layer at the oil-water interface, those. strictly on oil-water contact. Due to the fact that the water-insulating material interacts only with formation water, and not with oil, injection into the lower part of the oil zone prevents the early interaction of the water-insulating material with formation water and the premature manifestation of water-insulating properties, i.e. a set of viscosity, setting and hardening of the material. When portioning the injection of insulating material, new portions move over the already pumped portions through the oil zone without contact with the formation water until the first portion is spread and interact with the formation water only beyond the zone of distribution of the first portions of the insulating material. Due to this, it is possible to create a waterproofing barrier of small thickness, but large area.
Одновременная закачка во второй горизонтальный ствол, расположенный в нефтенасыщенном пласте, нефти с одинаковым давлением и расходом, при котором закачивают водоизолирующий материал, до начала проявления водоизолирующих свойств водоизолирующим материалом способствует растеканию водоизолирующего материала в горизонтальной плоскости в виде «блина», что увеличивает площадь распространения водоизоляционного экрана.Simultaneous injection into the second horizontal wellbore, located in the oil-saturated formation, of oil with the same pressure and flow rate at which the water-insulating material is pumped, before the water-insulating properties begin to develop, the water-insulating material promotes the spreading of the water-insulating material in the horizontal plane in the form of a “pancake”, which increases the area of distribution of the water-insulating screen.
После прекращения закачки и проведения технологической выдержки для реализации водоизолирующих свойств водоизолирующим материалом отбирают нефть через второй горизонтальный ствол скважины. Меньшая длина второго горизонтального ствола способствует большему времени безводной добычи нефти из-за большей длины для образования конуса обводнения с торца горизонтального ствола скважины.After the injection is stopped and technological exposure is carried out, oil is taken through the second horizontal wellbore to realize the water-insulating properties with water-insulating material. The shorter length of the second horizontal wellbore contributes to longer anhydrous oil production due to the longer length for the formation of a watering cone from the end of the horizontal wellbore.
В качестве водоизолирующего материала используют водонабухающие полимеры, закачиваемые в виде водной дисперсии тонкого помола, силикатные материалы, способные гидролизоваться в воде, полимерные материалы м функциональными группами, реагирующими в воде с образованием сшитых полимерных систем и т.п. Плотность водоизолирующего материала как правило находится между плотностью нефти и плотностью пластовой воды, однако для регулирования плотности используют наполнители типа цемента, гипса, солей и пр.Water-swelling polymers injected in the form of an aqueous dispersion of fine grinding, silicate materials capable of hydrolyzing in water, polymer materials with functional groups reacting in water to form crosslinked polymer systems, etc., are used as a water-insulating material. The density of the water-insulating material is usually between the density of oil and the density of formation water, however, fillers such as cement, gypsum, salts, etc. are used to control the density.
В результате нефтеодача залежи возрастает, а объем добываемой попутной пластовой воды уменьшается.As a result, the oil supply of the reservoir increases, and the volume of produced associated formation water decreases.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывается нефтяную залежь с подошвенной водой горизонтальными и вертикальными скважинами в карбонатных коллекторах, залегающих на глубине 1200 м, в отложениях кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона. На участке разработки пробурено 3 вертикальные добывающие скважины, 2 горизонтальные добывающие скважины и 2 вертикальные нагнетательные скважины. Отбирают продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины. Весь разрез кизеловского горизонта продуктивный со средними коллекторскими свойствами: коэффициент пористости 13-15%, коэффициент продуктивности более 50*10-3, толщинпродуктивного пласта 14 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 12 м. В нижней части пачки определен водонефтяной контакт, ниже которого залегают одновозрастные водоносные карбонатные породы. Плотность нефти составляет 0,9 г/см3, плотность пластовой воды составляет 1,18 г/см3. Проблемным моментом разработки залежей с подошвенной водой является малый период безводной эксплуатации скважин.Example 1. An oil reservoir with bottom water is developed by horizontal and vertical wells in carbonate reservoirs that are located at a depth of 1200 m, in the sediments of the Kizelov horizon of the Tournaisian stage of the Lower Carboniferous. At the development site, 3 vertical production wells, 2 horizontal production wells and 2 vertical injection wells were drilled. Products are taken through production wells and a working agent is pumped - produced water through injection wells. The entire section of the Kizelovsky horizon is productive with average reservoir properties: porosity coefficient 13-15%, productivity coefficient more than 50 * 10-3, thickness of the productive formation is 14 m. The maximum oil-saturated thickness is 12 m. In the lower part of the pack, an oil-water contact is defined, below which are coeval aquiferous carbonate rocks. The density of oil is 0.9 g / cm 3 the density of produced water is 1.18 g / cm 3 . The problematic moment of developing bottom water deposits is the short period of waterless well operation.
Из вертикальной добывающей скважины осуществляют проводку горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости. Проводку первого горизонтального ствола выполняют в нефтенасыщенном пласте выше водонефтяного контакта на 1 м длиной 100 м. Второй горизонтальный ствол проводят в верхней части нефтенасыщенного пласта длиной 70 м. Первый горизонтальный ствол не обсажен. Выполняют щелевую перфорацию в первом горизонтальном стволе, нарезают щели пескоструйной обработкой в горизонтальной плоскости. В подготовленный таким образом горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий материал - водную дисперсию водонабухающего полимера - каучука бутадиен-нитрильного марки БНКС-28 АМН, в пластовой воде, имеющий плотность 1,15, т.е. несколько меньше плотности пластовой воды и создающий барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Одновременно закачивают во второй горизонтальный ствол нефть. Закачку ведут с одинаковым давлением 10 МПа и расходом 3 л/с до начала проявления водоизолирующих свойств водоизолирующим материалом, т.е. в течение 1 суток. Прекращают закачки и проводят технологическую выдержку в течение 5 суток для набухания полимера. Выполняют отбор нефти через второй горизонтальный ствол скважины.From a vertical production well, horizontal shafts are posted in one vertical plane. The first horizontal well is drilled in the oil-saturated formation above the oil-water contact by 1 m 100 m long. The second horizontal well is carried out in the upper part of the oil-saturated formation 70 m long. The first horizontal well is not cased. Perform slotted perforation in the first horizontal barrel, cut the cracks by sandblasting in the horizontal plane. A water-insulating material — an aqueous dispersion of a water-swellable polymer — butadiene-nitrile rubber grade BNKS-28 AMN — is injected into the produced horizontal well in formation water having a density of 1.15, i.e. slightly lower density of formation water and creating a barrier for the flow of formation water in contact with formation water. At the same time, oil is pumped into the second horizontal barrel. The injection is carried out with the same pressure of 10 MPa and a flow rate of 3 l / s before the onset of the water-insulating properties of the water-insulating material, i.e. within 1 day. They stop the injection and hold technological exposure for 5 days to swell the polymer. Oil is taken through a second horizontal wellbore.
Пример 2. Выполняют как пример 1. В качестве водоизолирующего материала используют раствор алкоксихлорсилоксана в этиловом спирте.Example 2. Perform as example 1. As a water-insulating material using a solution of alkoxychlorosiloxane in ethyl alcohol.
Пример 3. Выполняют как пример 1. В качестве водоизолирующего материала используют раствор тетраэтоксисилана в диэтиленгликоле.Example 3. Perform as example 1. As a water-insulating material using a solution of tetraethoxysilane in diethylene glycol.
В результате безводный период эксплуатации добывающей скважины увеличивается с 5 месяцев до 2 лет.As a result, the anhydrous period of operation of the producing well increases from 5 months to 2 years.
Применение предложенного способа позволит решить задачу сокращения объемов добываемой попутной пластовой воды, снижения обводненности добываемой продукции.The application of the proposed method will solve the problem of reducing the volume of produced associated formation water, reducing the water content of the produced products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142137/03A RU2592920C1 (en) | 2015-10-05 | 2015-10-05 | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142137/03A RU2592920C1 (en) | 2015-10-05 | 2015-10-05 | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2592920C1 true RU2592920C1 (en) | 2016-07-27 |
Family
ID=56557114
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142137/03A RU2592920C1 (en) | 2015-10-05 | 2015-10-05 | Method of developing oil deposit development, with underlying water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2592920C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651829C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well |
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
| RU2145665C1 (en) * | 1998-04-10 | 2000-02-20 | Грачев Сергей Иванович | Method of formation waters shutoff in oil wells |
| RU2288356C1 (en) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing bottomhole zone of horizontal well |
| RU2480581C1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells |
| RU2534118C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well |
| RU2534555C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
-
2015
- 2015-10-05 RU RU2015142137/03A patent/RU2592920C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4031958A (en) * | 1975-06-13 | 1977-06-28 | Union Oil Company Of California | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation |
| RU2145665C1 (en) * | 1998-04-10 | 2000-02-20 | Грачев Сергей Иванович | Method of formation waters shutoff in oil wells |
| RU2288356C1 (en) * | 2005-11-22 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for processing bottomhole zone of horizontal well |
| RU2480581C1 (en) * | 2011-08-29 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method to isolate inflow of reservoir water in low-angle and horizontal wells |
| RU2534118C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well |
| RU2534555C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2651829C1 (en) * | 2017-06-05 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well |
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| US20180306017A1 (en) | Improving Hydrocarbon Production from a Well | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2286445C1 (en) | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2592920C1 (en) | Method of developing oil deposit development, with underlying water | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2526061C1 (en) | Isolation of water inflow beds at well construction | |
| RU2258141C1 (en) | Grouting method for water-bearing horizon rock during vertical pit shaft building | |
| RU2188302C2 (en) | Method of well stage cementing under conditions of abnormally low formation pressures in lost circulation zone | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2231632C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| RU2260686C1 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20170216 |