RU2260689C1 - Method for processing face-adjacent zone of well - Google Patents
Method for processing face-adjacent zone of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260689C1 RU2260689C1 RU2004128981/03A RU2004128981A RU2260689C1 RU 2260689 C1 RU2260689 C1 RU 2260689C1 RU 2004128981/03 A RU2004128981/03 A RU 2004128981/03A RU 2004128981 A RU2004128981 A RU 2004128981A RU 2260689 C1 RU2260689 C1 RU 2260689C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- surfactants
- addition
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 31
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 238000009416 shuttering Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- -1 use formation Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the processing of the bottom-hole zone of a well.
Известен способ интенсификации добычи нефти, включающий отбор нефти из нефтенасыщенной зоны пласта до образования конуса обводнения, установку пакера на уровне водонефтяного контакта, создание водонепроницаемого интервала закачкой изолирующей композиции, проведение перфорации скважины в водонасыщенной зоне пласта для создания гидродинамической связи между нефте-и водонасыщенными зонами пласта, закачку изолирующей композиции через интервал перфорации в нефтенасыщенной или водонасыщенной зонах пласта и отбор нефти (Патент РФ №2204702, опубл. 2003.05.20).A known method of intensifying oil production, including the selection of oil from the oil-saturated zone of the formation to form a watering cone, installing a packer at the level of the oil-water contact, creating a waterproof interval by pumping the insulating composition, perforating the well in the water-saturated zone of the formation to create a hydrodynamic connection between oil and water-saturated zones of the formation , injection of the insulating composition through the interval of perforation in oil-saturated or water-saturated zones of the reservoir and the selection of oil (RF Patent No. 2204702 publ. 2003.05.20).
Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины, однако способ не позволяет повысить дебит скважины.The known method allows to isolate water inflows in the bottomhole zone of the well, however, the method does not allow to increase the flow rate of the well.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ограничения водопритока в добывающие скважины, включающий исследование скважины и последующую закачку в пласт водоизоляционных осадко-, гелеобразующих составов, обладающих избирательной проникающей способностью. По результатам исследования скважин определяют объем трещин в призабойной зоне скважины и объем свободного от цемента заколонного пространства и предварительно перед закачкой водоизоляционных составов закачивают в пласт цементный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонных пустот и трещин в пласте, а закачку водоизолирующих составов проводят после затвердевания цементного раствора и перфорации обводненных участков пласта, при этом после закачки водоизоляционных составов для их закрепления вновь закачивают цементный раствор и вводят скважину в эксплуатацию после реперфорации продуктивных участков пласта (Патент РФ №2224875, опубл. 2004.02.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of limiting water inflow into production wells, including the study of the well and the subsequent injection into the formation of water-proof sedimentary, gel-forming compositions with selective penetrating ability. Based on the results of a well study, the volume of cracks in the near-well zone of the well and the volume of annular space free from cement are determined and cement mortar is first injected into the formation in a volume that fills annular voids and cracks in the formation, and the water-insulating compositions are injected after the cement mortar has solidified and perforation of flooded sections of the reservoir, while after pumping waterproofing compositions to fix them again pumped cement the well and put the well into operation after reperforation of productive sections of the reservoir (RF Patent No. 2224875, publ. 2004.02.27 - prototype).
Известный способ позволяет изолировать водопритоки в призабойной зоне скважины и повысить дебит скважины за счет реперфорации продуктивных участков пласта. Однако эффективность способа остается невысокой вследствие недостаточно полного осаждения конусов обводнения и малого повышения притока через перфорационные отверстия. В результате обводненность добываемой продукции остается высокой.The known method allows you to isolate water inflows in the bottomhole zone of the well and increase the flow rate of the well due to reperforation of productive sections of the reservoir. However, the efficiency of the method remains low due to insufficiently complete deposition of watering cones and a small increase in inflow through perforations. As a result, the water cut of the extracted products remains high.
В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции.The invention solves the problem of reducing the water content of the produced products.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку гелеобразующего состава, технологическую выдержку и реперфорацию продуктивного интервала, согласно изобретению предварительно проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону, после глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения, продавку гелеобразующего состава проводят минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ, реперфорацию проводят в верхней части продуктивного интервала под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.The problem is solved in that in a method for treating a bottomhole zone of a well, including injecting a gelling composition, technological shutter speed and reperforation of a productive interval, according to the invention, the well is pre-killed with a kill fluid consisting of mineralized water with the addition of surfactants with partial intake of the kill fluid into the bottom hole the zone, after killing the well, carry out technological exposure to fall off the watering cone under the influence of the killing fluid, squeezing the gelling composition is carried out with mineralized water with the addition of surfactants, reperforation is carried out in the upper part of the productive interval under a layer of mineralized water with the addition of surfactants.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. закачка гелеобразующего состава;1. injection of a gelling composition;
2. технологическая выдержка;2. technological exposure;
3. реперфорация продуктивного интервала;3. reperforation of the productive interval;
4. предварительное глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ;4. preliminary killing of the well with a killing fluid consisting of saline water with the addition of surfactants;
5. частичное поступление жидкости глушения в призабойную зону;5. partial intake of kill fluid in the bottomhole zone;
6. проведение технологической выдержки для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения;6. holding technological exposure to fall off the cone of flooding under the influence of a kill fluid;
7. продавка гелеобразующего состава минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ;7. selling gel-forming composition with mineralized water with the addition of surfactants;
8. реперфорация верхней части продуктивного интервала;8. reperforation of the upper part of the productive interval;
9. то же, под слоем минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ.9. the same, under a layer of mineralized water with the addition of surfactants.
Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-9 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are similar to the prototype, signs 4-9 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации нефтедобывающей скважины происходит обводнение добываемой продукции вследствие поднятия конуса воды. Существующие способы позволяют изолировать водопритоки и несоколько компенсировать потерю дебита, неизбежно возникающую при водоизоляционных работах. Однако эффективность работ оказывается невысокой. В изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции. Задача решается следующим образом.During the operation of an oil well, flooding of produced products occurs due to a rise in the water cone. Existing methods make it possible to isolate water inflows and somewhat compensate for the loss of flow rate that inevitably arises during waterproofing works. However, the effectiveness of the work is low. The invention solves the problem of reducing the water content of the produced products. The problem is solved as follows.
При обработке призабойной зоны обводнившейся скважины проводят глушение скважины жидкостью глушения, состоящей из минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ с частичным поступлением жидкости глушения в призабойную зону. Для приготовления жидкости глушения используют пластовую, сточную (попутную) воду той же нефтяной залежи, на которой размещена обрабатываемая скважина. В состав такой воды входят соли и добавки, обеспечивающие сродство жидкости глушения и пластовой воды, образовавшей конус обводнения. Это способствует проникновению жидкости глушения в призабойную зону и совместимости двух вод. Поверхностно-активные вещества, присутствующие в жидкости глушения, смачивают поры призабойной зоны, способствуют совместимости жидкости глушения с нефтью, смачиванию нефтью пор призабойной зоны и более быстрому опадению конусов воды. При этом глубокого проникновения жидкости глушения в призабойную зону не требуется. Для поступления жидкости глушения в призабойную зону достаточно применять жидкость глушения в небольшом избытке, который всегда используется при проведении работ по глушению.When processing the bottom-hole zone of a flooded well, the well is killed by a kill fluid consisting of mineralized water with the addition of surfactants with a partial flow of kill fluid into the bottom hole. To prepare the kill fluid, use formation, waste (associated) water of the same oil reservoir on which the treated well is located. The composition of such water includes salts and additives, providing the affinity of the kill fluid and produced water, which formed the cone of flooding. This contributes to the penetration of kill fluid into the bottomhole zone and the compatibility of the two waters. Surfactants present in the killing fluid moisten the pores of the bottomhole zone, contribute to the compatibility of the killing fluid with oil, wetting the pores of the bottomhole zone with oil and more quickly fall off the water cones. In this case, deep penetration of the kill fluid into the bottomhole zone is not required. For the entry of killing fluid into the bottomhole zone, it is sufficient to use the killing fluid in a small excess, which is always used when performing killing.
После глушения скважины проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения.After killing the well, technological exposure is carried out to fall off the watering cone under the influence of the killing fluid.
Затем выполняют продавку в призабойную зону скважины гелеобразующего состава жидкостью глушения, т.е. минерализованной водой с добавкой поверхностно-активных веществ. Наличие жидкости глушения до гелеобразующего состава и после него создает предпосылки для глубокого проникания в призабойную зону и создания надежного экрана против конуса обводнения. После продавки проводят технологическую выдержку для гелеобразования в призабойной зоне.Then the gel-forming composition is forced into the bottomhole zone of the well by a kill fluid, i.e. mineralized water with the addition of surfactants. The presence of jamming fluid before and after the gel-forming composition creates the prerequisites for deep penetration into the bottomhole zone and the creation of a reliable screen against the flooding cone. After the sale, hold technological exposure for gelation in the bottomhole zone.
Для повышения дебита скважины проводят реперфорацию верхней части продуктивного интервала под слоем жидкости глушения, т.е. минерализованной воды с добавкой поверхностно-активных веществ. За счет этого происходит отмыв перфорационных отверстий после реперфорации и увеличение продуктивности скважины.To increase the flow rate of the well, reperforation of the upper part of the production interval under the layer of kill fluid is carried out, i.e. mineralized water with the addition of surfactants. Due to this, the perforation holes are washed out after reperforation and the well productivity increases.
При необходимой плотности жидкости глушения 1,30-1,35 г/см3 используют пластовую воду с добавкой хлорида кальция и 0,3% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,16-1,18 г/см3 используют пластовую воду с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б, при плотности 1,03-1,10 г/см3 используют сточную воду с добавкой 0,1% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б.At the required density of the killing fluid 1.30-1.35 g / cm 3 use produced water with the addition of calcium chloride and 0.3% of a mixture of surface-active substances ML-81B, with a density of 1.16-1.18 g / cm 3 use produced water with the addition of 0.2% of the mixture of surface-active substances ML-81B, at a density of 1.03-1.10 g / cm 3 use wastewater with the addition of 0.1% of the mixture of surface-active substances ML-81B.
В качестве гелеобразующего состава используют смеси раствора водорастворимого полимера и отвердителя, например, смесь 0,8-2,0%-ного водного раствора полиакриламида и 0,08-0,5%-ного раствора ацетата хрома. Для приготовления растворов полиакриламида и ацетета хрома используют вышеуказанные растворы соответствующей плотности и содержанием смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81 Б. В качестве полимера могут быть использованы производные целлюлозы и пр. водорастворимые соединения с соответствующими им отвердителями.As a gelling composition, mixtures of a solution of a water-soluble polymer and a hardener are used, for example, a mixture of a 0.8-2.0% aqueous solution of polyacrylamide and a 0.08-0.5% solution of chromium acetate. For the preparation of solutions of polyacrylamide and chromium acetate, the above solutions of the appropriate density and content of a mixture of surface-active substances ML-81 B are used. Cellulose derivatives and other water-soluble compounds with their corresponding hardeners can be used as a polymer.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины Ромашкинского месторождения глубиной 1407 м. Интервал продуктивного пласта составляет 4 м. Ниже расположен водоносный слой. Обводненность добываемой нефти составляет 99%. Плотность добываемой пластовой воды равна 1,16 г/см3. Скважина снабжена колонной насосно-компрессорных труб. Заполняют скважину жидкостью глушения, представляющей собой пластовую воду плотностью 1,16 г/см3 с добавкой 0,2% смеси поверхностно-активных веществ МЛ-81Б. После заполнения скважины жидкостью глушения до устья наблюдают некоторое снижение уровня жидкости в скважине, что свидетельствует о проникании жидкости глушения в призабойную зону скважины. Проводят технологическую выдержку для опадения конуса обводнения под действием жидкости глушения в течение 2 сут. В это время проводят подготовительные работы к закачке гелеобразующего состава. Проводят продавку в призабойную зону 50 м3 гелеобразующего состава, состоящего из 1%-ного водного раствора полиакриламида и 0,15%-ного раствора ацетата хрома, приготовленных на пластовой воде. Продавку осуществляют 6 м3 жидкости глушения. Проводят технологическую выдержку для гелеобразования раствора в течение 2 сут. В скважине, заполненной жидкостью глушения, выполняют реперфорацию верхней части продуктивного интервала высотой 2 м. Осваивают скважину.The bottom-hole zone of the oil well of Romashkinskoye field is treated at a depth of 1407 m. The interval of the reservoir is 4 m. The aquifer is located below. The water cut of the produced oil is 99%. The density of produced produced water is 1.16 g / cm 3 . The well is equipped with a tubing string. The well is filled with a kill fluid, which is produced water with a density of 1.16 g / cm 3 with the addition of 0.2% of a mixture of surface-active substances ML-81B. After filling the well with a kill fluid to the wellhead, a slight decrease in the level of fluid in the well is observed, which indicates the penetration of the kill fluid into the bottomhole zone of the well. Carry out technological exposure to fall off the cone of flooding under the influence of a kill fluid for 2 days. At this time, carry out preparatory work for the injection of the gel-forming composition. 50 m 3 of gel-forming composition is pressed into the bottom-hole zone, consisting of a 1% aqueous solution of polyacrylamide and a 0.15% solution of chromium acetate prepared in produced water. Selling is carried out by 6 m 3 of kill fluid. Spend technological exposure for gelation of the solution for 2 days. In the well filled with the kill fluid, reperforation of the upper part of the productive interval 2 m high is performed. The well is mastered.
В результате работ обводненность добываемой продукции снизилась с 99 до 90% при увеличении дебита с 2,5 до 4,7 т/сут. При проведении аналогичных работ на соседних сходных по характеристикам скважинах без применения отличительных признаков данного изобретения удалось достичь снижения обводненности с 99 до 96% и увеличения дебита на 0,5-0,7 т/сут.As a result of the work, the water cut of the extracted products decreased from 99 to 90% with an increase in flow rate from 2.5 to 4.7 tons / day. When carrying out similar work on neighboring wells with similar characteristics without using the distinguishing features of this invention, it was possible to reduce water cut from 99 to 96% and increase production by 0.5-0.7 t / day.
Применение предложенного способа позволит снизить обводненность добываемой продукции.The application of the proposed method will reduce the water content of the extracted products.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004128981/03A RU2260689C1 (en) | 2004-10-05 | 2004-10-05 | Method for processing face-adjacent zone of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004128981/03A RU2260689C1 (en) | 2004-10-05 | 2004-10-05 | Method for processing face-adjacent zone of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2260689C1 true RU2260689C1 (en) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849043
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004128981/03A RU2260689C1 (en) | 2004-10-05 | 2004-10-05 | Method for processing face-adjacent zone of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2260689C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2317411C1 (en) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2593279C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-08-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx isolation of oil well |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4624314A (en) * | 1985-04-29 | 1986-11-25 | Amerigo Technology Limited | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs |
| US4630679A (en) * | 1985-03-27 | 1986-12-23 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treatment and/or workover of injection wells |
| SU1629501A1 (en) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Well killing method |
| RU2047745C1 (en) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Well killing method |
| RU2096591C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for shutting-in of well |
| RU2104392C1 (en) * | 1996-05-06 | 1998-02-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method and liquid for plugging of well |
| RU2132936C1 (en) * | 1997-11-18 | 1999-07-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of killing wells |
| RU2160827C1 (en) * | 1999-11-18 | 2000-12-20 | Капырин Юрий Владимирович | Method of formation reopening |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2224875C2 (en) * | 2002-04-11 | 2004-02-27 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" | Method of limiting water influx into extracting wells |
-
2004
- 2004-10-05 RU RU2004128981/03A patent/RU2260689C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4630679A (en) * | 1985-03-27 | 1986-12-23 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method for treatment and/or workover of injection wells |
| US4624314A (en) * | 1985-04-29 | 1986-11-25 | Amerigo Technology Limited | Modified waterflood technique for enhanced hydrocarbon recovery from argillaceous subterranean reservoirs |
| SU1629501A1 (en) * | 1988-06-15 | 1991-02-23 | Уренгойское Производственное Объединение По Добыче Газа Им.С.А.Оруджева | Well killing method |
| RU2047745C1 (en) * | 1992-01-27 | 1995-11-10 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Well killing method |
| RU2104392C1 (en) * | 1996-05-06 | 1998-02-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method and liquid for plugging of well |
| RU2096591C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for shutting-in of well |
| RU2132936C1 (en) * | 1997-11-18 | 1999-07-10 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method of killing wells |
| RU2160827C1 (en) * | 1999-11-18 | 2000-12-20 | Капырин Юрий Владимирович | Method of formation reopening |
| RU2212527C1 (en) * | 2002-03-12 | 2003-09-20 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method of well killing |
| RU2224875C2 (en) * | 2002-04-11 | 2004-02-27 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" | Method of limiting water influx into extracting wells |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2317411C1 (en) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2593279C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-08-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx isolation of oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2420657C1 (en) | Procedure for development of water-flooded oil deposits | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2015312C1 (en) | Method for development of water-oil reservoir | |
| RU2176723C1 (en) | Process of isolation of water inflow, absorption zone and sealing pool off | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2260689C1 (en) | Method for processing face-adjacent zone of well | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2114296C1 (en) | Method for treatment of well bottom-hole zone | |
| RU2013521C1 (en) | Method for isolation of water encroached beds | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2204702C2 (en) | Method of oil recovery intensification | |
| RU2093668C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well in multiple-bed oil deposit | |
| RU2066733C1 (en) | Method for shutoff of water inflow to producing well | |
| RU2178517C2 (en) | Method of oil pool development at late stage | |
| RU2181430C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2084622C1 (en) | Method for treatment of well bottom-hole zone | |
| RU2143543C1 (en) | Method for isolation of permeably non-uniform productive bed | |
| RU2094603C1 (en) | Method for treatment of watered down-hole zone of producing well | |
| RU2187629C1 (en) | Method of shut-off of formation water inflow to wells | |
| RU2156356C1 (en) | Method of oil formation hydraulic fracturing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061006 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20071127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111006 |