RU2065442C1 - Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives - Google Patents
Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065442C1 RU2065442C1 RU95106885A RU95106885A RU2065442C1 RU 2065442 C1 RU2065442 C1 RU 2065442C1 RU 95106885 A RU95106885 A RU 95106885A RU 95106885 A RU95106885 A RU 95106885A RU 2065442 C1 RU2065442 C1 RU 2065442C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- silicic acid
- solution
- isolation
- acid derivatives
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к усовершенствованию изоляции водопритоков заполнением их водно-гелевыми композициями с последующим переходом их в гели. Способ может быть использован в добывающих отраслях промышленности и при решении экологических проблем. The invention relates to improving the isolation of water inflows by filling them with water-gel compositions, followed by their transition into gels. The method can be used in extractive industries and in solving environmental problems.
Известны способы изоляции водопритоков с помощью водногелевых композиций, в состав которых входят ангидрид кремневой кислоты или соли щелочных металлов кремневой кислоты, а также желирующие агенты, обусловливающие образование гелей. Known methods of isolating water inflows using water-gel compositions, which include silicic anhydride or alkali metal salts of silicic acid, as well as gelling agents that cause the formation of gels.
Так, известны способы изоляции проницаемых зон с помощью гомогенных гелеобразующих композиций, в состав которых входят соли щелочных металлов кремневой кислоты и желирующие агенты: алифатические С4 С10 диалкиловые эфиры, фталевой кислоты, ди- и трифосфаты, лактоны и/или их смесь [1] моно- и олигосахариды [2] Недостатком композиций является их сложность и высокое содержание желирующих агентов от 0,25 до 3,0 мас.ч. на 1,0 часть соли щелочного металла кремневой кислоты; из-за различной сорбции компонентов композиции при ее фильтрации сквозь породу переход раствор гель становится малоуправляемым. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции водопритоков,заключающийся в закачке водной композиции, содержащей 1-70 мас. коллоидного кремния с диаметром частиц 4-100 нм и рН 1-10. Способ предусматривает добавление в композицию желирующих агентов; переход золь-гель может наблюдаться непосредственно в ходе закачки композиции в пласта [3] Недостатком композиции является ее нестабильность в виде золя, а также низкая проницаемость композиции при фильтрации в пластах.Thus, methods for isolating permeable zones using homogeneous gel-forming compositions are known, which include alkali metal salts of silicic acid and gelling agents: aliphatic C 4 C 10 dialkyl ethers, phthalic acid, di- and triphosphates, lactones and / or their mixture [1 ] mono- and oligosaccharides [2] The disadvantage of the compositions is their complexity and a high content of gelling agents from 0.25 to 3.0 wt.h. 1.0 part of the alkali metal salt of silicic acid; due to the different sorption of the components of the composition when it is filtered through the rock, the transition of the gel solution becomes uncontrollable. The closest in technical essence and the achieved result is a method of isolating water inflows, which consists in injecting an aqueous composition containing 1-70 wt. colloidal silicon with a particle diameter of 4-100 nm and a pH of 1-10. The method comprises adding gelling agents to the composition; the sol-gel transition can be observed directly during the injection of the composition into the formation [3] The disadvantage of the composition is its instability in the form of a sol, as well as the low permeability of the composition during filtration in the layers.
Целью изобретения является повышение стабильности используемых для изоляции водопритоков растворов, увеличение глубины проникновения в пласт гелирующего раствора, избежание спонтанного гелеобразования. Регулятором гелеобразования при этом служат порода, вода. давление и температура. Это приводит к гелированию в пласте и позволяет избежать гелеобразования при закачке. The aim of the invention is to increase the stability of the solutions used to isolate water inflows, increase the depth of penetration of the gel solution into the formation, and avoid spontaneous gelation. In this case, rock and water serve as a gelation regulator. pressure and temperature. This leads to gelation in the formation and avoids gelation during injection.
Указанная цель достигается тем, что изоляцию водопритоков ведут водными растворами солей щелочных металлов кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,0-10,0 мПа• с и рН <13,5.This goal is achieved in that the isolation of water inflows is carried out with aqueous solutions of alkali metal salts of silicic acid with a viscosity corresponding to 1.0-10.0 MPa • s and pH <13.5.
П р и м е р 1. Изоляция водопритока в открытом объеме. Трубку, изготовленную из сцементированного песчаника с примесью карбоната кальция с внутренним диаметром 1 см и длиной 250 см заполняют пластовой водой общей минерализацией 45 г/л. Воду вытесняют раствором натриевой соли кремниевой кислоты с вязкостью, соответствующей 10,0 мПа• с и рН 11,4. Регулирование рН раствора ведут кислотой. Раствор в трубке выдерживают при 22oС и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. В диапазоне градиентов давления 0,1-11,0 атм на 1 м прорыв воды через трубку не наблюдают. При градиенте давления выше 11,0 атм на 1 м происходит разрушение геля. П р и м е р 2. Заполнение трубки проводят, как в примере 1. В качестве соли щелочного металла кремневой кислоты используют калиевую соль. Вязкость и рН раствора аналогичны примеру 1. Раствор в трубке выдерживают при 22oC и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Полученный гель обеспечивает полную изоляцию водопритока при градиенте давления до 11,5 атм на 1 м.PRI me R 1. Isolation of water inflow in an open volume. A tube made of cemented sandstone mixed with calcium carbonate with an inner diameter of 1 cm and a length of 250 cm is filled with formation water with a total salinity of 45 g / l. Water is displaced with a solution of sodium salt of silicic acid with a viscosity corresponding to 10.0 MPa • s and a pH of 11.4. The pH of the solution is adjusted with acid. The solution in the tube is maintained at 22 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. In the range of pressure gradients of 0.1-11.0 atm per 1 m, water breakthrough through the tube is not observed. With a pressure gradient above 11.0 atm per 1 m, the gel is destroyed. PRI me R 2. The filling of the tube is carried out as in example 1. As the alkali metal salt of silicic acid, potassium salt is used. The viscosity and pH of the solution are similar to example 1. The solution in the tube is maintained at 22 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. The resulting gel provides complete isolation of water inflow with a pressure gradient of up to 11.5 atm per 1 m.
Пример 3. Заполнение трубки проводят, как в примере 1. В качестве соли щелочного металла используют литиевую соль. Вязкость и рН раствора аналогичны примеру 1. Раствор в трубке выдерживают при 22oC и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Полученный гель обеспечивает полную изоляцию водопритока при градиенте давления до 11,02 атм на 1 м.Example 3. Filling the tube is carried out as in example 1. As the alkali metal salt, lithium salt is used. The viscosity and pH of the solution are similar to example 1. The solution in the tube is maintained at 22 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. The resulting gel provides complete isolation of water inflow with a pressure gradient of up to 11.02 atm per 1 m.
Пример 4. Изоляция водопритока в однородной пористой среде. Трубку с внутренним диаметром 2,6 см и длиной 100 см, заполненную кварцевым песком с пористостью 0,40 и проницаемостью 1,5 дарси заполняют пресной водой с общей минерализацией 1,2 г/л. В режиме стационарной фильтрации при перепаде давления 0,2 атм расход воды составляет 72 см3/ч. В трубку закачивают раствор натриевой соли кремниевой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,36 мПа•с и pH 10,3, в количестве, соответствующем одному поровому объему. Регулирование pH раствора ведут кислотой. Раствор в трубке выдерживают при 70oC и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Для определения степени изоляции водопритока после образования геля проводят фильтрацию воды через трубку при исходном перепаде давления 0,2 атм. Расход воды составляет 0,14 см3/ч, что соответствует степени изоляции 99,8% При выдерживании системы при 22oC эффект изоляции водопритока наблюдают в течение 12 мес.Example 4. Isolation of water in a homogeneous porous medium. A tube with an inner diameter of 2.6 cm and a length of 100 cm filled with quartz sand with a porosity of 0.40 and a permeability of 1.5 darsi is filled with fresh water with a total salinity of 1.2 g / l. In the stationary filtration mode with a pressure drop of 0.2 atm, the water flow rate is 72 cm 3 / h. A solution of sodium salt of silicic acid with a viscosity corresponding to 1.36 MPa • s and pH 10.3, in an amount corresponding to one pore volume. The pH of the solution is adjusted with acid. The solution in the tube is maintained at 70 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. To determine the degree of isolation of water inflow after gel formation, water is filtered through a tube at an initial pressure drop of 0.2 atm. The water flow rate is 0.14 cm 3 / h, which corresponds to a degree of isolation of 99.8%. When the system is kept at 22 ° C, the effect of water inflow isolation is observed for 12 months.
П р и м е р 5. Изоляция водопритока в однородной пористой среде. Трубку с внутренним диаметром 2,6 см и длиной 100 см, заполненную смесью кварцевого песка и монтмориллонитовой глины в соотношении 7:3 с пористостью 0,39 и проницаемостью 1,45 дарси, заполняют морской водой с минерализацией 35 г/л. В режим стационарной фильтрации при перепаде давления 0,2 атм расход воды составляет 65 см3 /ч. В трубку закачивают раствор натриевой соли кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,68 мПа• с и рН 13,5 в количестве, соответствующем половине порового объема. Регулирование рН ведут кислотой. Раствор в трубке выдерживают при 25o С и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Контроль за степенью изоляции водопритоков проводят, как в примере 4. Расход воды составляет 0,24 см3 /ч, что соответствует степени изоляции 99,6% При выдерживании системы при 75o С эффект изоляции водопритока наблюдают в течение 12 мес.PRI me R 5. Isolation of water inflow in a homogeneous porous medium. A tube with an inner diameter of 2.6 cm and a length of 100 cm, filled with a mixture of quartz sand and montmorillonite clay in a ratio of 7: 3 with a porosity of 0.39 and a permeability of 1.45 darsi, is filled with sea water with a salinity of 35 g / l. In stationary filtration mode with a pressure drop of 0.2 atm, the water flow rate is 65 cm 3 / h. A solution of silicic acid sodium salt with a viscosity corresponding to 1.68 MPa • s and a pH of 13.5 in an amount corresponding to half of the pore volume. The pH is adjusted by acid. The solution in the tube is maintained at 25 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. The degree of isolation of water inflows is monitored, as in Example 4. The water flow rate is 0.24 cm 3 / h, which corresponds to the degree of isolation of 99.6%. When the system is kept at 75 ° C, the effect of isolation of water inflow is observed for 12 months
П р и м е р 6. Изоляция водопритока в неоднородной среде. Используют две изолированные трубки с внутренним диаметром 2,6 см и длиной 100 см каждая с общим входом и раздельными выходами. Трубки заполняют кварцевым песком. При этом в одной из них проницаемость 1,5 дарси (высокопроницаемый керн), в другой 0,15 дарси (низкопроницаемый керн). При фильтрации через трубки пресной воды с общей минерализацией 1,2 г/л при перепаде давления 0,2 атм суммарный расход воды составляет 88 см3 /ч, в том числе 79,5 см3 /ч через высокопроницаемый керн. В трубки закачивают раствор натриевой соли кремниевой кислоты с вязкостью, соответствующей 3,2 мПа• с и рН 10,4. Регулирование рН раствора ведут кислотой. Раствор в трубках выдерживают при 40o С и атмосферном давлении. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Контроль за степенью изоляции водопритоков ведут, как в примере 4. Расход воды через высокопроницаемый керн составляет 1,6 см3 /ч, что соответствует степени изоляции 97,8% Суммарный расход воды составляет 2,8 см3 /ч, что соответствует общей степени изоляции 96,8% и указывает на ее селективность. При выдерживании системы при 40o С эффект изоляции водопритока наблюдают в течение 10 мес.PRI me R 6. Isolation of water inflow in a heterogeneous environment. Two insulated tubes with an inner diameter of 2.6 cm and a length of 100 cm each with a common entrance and separate outputs are used. The tubes are filled with quartz sand. At the same time, in one of them the permeability is 1.5 darcy (high permeability core), in the other 0.15 darcy (low permeability core). When filtering through fresh water pipes with a total salinity of 1.2 g / l at a pressure drop of 0.2 atm, the total water flow rate is 88 cm 3 / h, including 79.5 cm 3 / h through a highly permeable core. A solution of sodium salt of silicic acid with a viscosity corresponding to 3.2 MPa • s and pH 10.4. The pH of the solution is adjusted with acid. The solution in the tubes is maintained at 40 o C and atmospheric pressure. Gelation is observed after 24 hours. The degree of isolation of water inflows is monitored, as in Example 4. The flow rate of water through a highly permeable core is 1.6 cm 3 / h, which corresponds to a degree of isolation of 97.8%. The total water flow rate is 2.8 cm 3 / h, which corresponds to a total degree of isolation of 96.8% and indicates its selectivity. When maintaining the system at 40 o With the effect of isolation of water inflow is observed for 10 months.
П р и м е р 7. Изоляция водопритока в неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности пористой среде. Используют трубки, заполненные кварцевым песком как в примере 6. Трубки заполняют нефтью с вязкостью 5,1 мПа с а затем нефть вытесняют пресной водой. Остаточная нефтенасыщенность в высокопроницаемом керне составляет 28,4% в низкопроницаемом 88,5% При этом водонасыщенность вытесняемой жидкости 98,0% При перепаде давления 0,2 атм расход воды составляет 64 см3 /ч, в том числе 62,5 см3 /ч через высокопроницаемый керн. В трубки закачивают раствор натриевой соли кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,03 мПа•с и рН 8,6 в количестве, соответствующем половине порового объема. Регулирование рН ведут кислотой. Раствор в трубках выдерживают при 20o С и давлении 1,2 атм. Гелеобразование наблюдают через 24 ч. Контроль за степенью изоляции водопритоков ведут как в примере 4. Суммарный расход воды составляет 3,6 см3 /ч, в том числе 1,6 см3 /ч через высокопроницаемый керн. За счет вытеснения нефти расход воды, проходящей через низкопроницаемый керн, возрос с 1,5 см3 /ч до 2,0 см3 /ч. До изоляции водопритоков соотношение количества воды, проходящей через трубки, составляет 1:42, после изоляции 1:0,8, что указывает на равномерность проникновения гелирующего раствора. Эффект выравнивания водопритоков наблюдают в течение 10 мес при выдерживании системы при 60o С.PRI me R 7. Isolation of water inflow in a porous medium that is heterogeneous in permeability and oil saturation. Tubes filled with quartz sand are used as in Example 6. The tubes are filled with oil with a viscosity of 5.1 MPa s and then the oil is displaced with fresh water. The residual oil saturation in a high permeability core is 28.4% in a low permeability 88.5%. At the same time, the water saturation of the displaced fluid is 98.0%. With a pressure drop of 0.2 atm, the water flow is 64 cm 3 / h, including 62.5 cm 3 / h through a highly permeable core. A solution of sodium salt of silicic acid with a viscosity corresponding to 1.03 MPa • s and pH 8.6 in an amount corresponding to half of the pore volume. The pH is adjusted by acid. The solution in the tubes is maintained at 20 o C and a pressure of 1.2 ATM. Gelation is observed after 24 hours. The degree of isolation of water inflows is controlled as in Example 4. The total water flow rate is 3.6 cm 3 / h, including 1.6 cm 3 / h through a highly permeable core. Due to oil displacement, the flow rate of water passing through the low permeability core increased from 1.5 cm 3 / h to 2.0 cm 3 / h. Before isolation of water inflows, the ratio of the amount of water passing through the tubes is 1:42, after isolation 1: 0.8, which indicates the uniformity of penetration of the gelling solution. The effect of equalization of water inflows is observed for 10 months when the system is kept at 60 o C.
П р и м е р 8. Изоляция водопритока в добывающей нефтяной скважине. Объектом испытания служила нефтедобывающая скважина со следующими характеристиками: продуктивный пласт толщиной 8 м, расположенный на глубине 600 м, представляющий собой терригенный коллектор с проницаемостью 2,5 дарси. Температура пласта 30o С, пластовая вода со степенью минерализации 190 г/л. До изоляции водопритока дебит скважины по жидкости составлял 80 м3 /сут при водонасыщенности 96,9% В скважину закачивают 50 м3 раствора натриевой соли кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,51 мПа• с и рН 9,8. Регулирование рН ведут кислотой. Давление при закачке 30 атм, глубина проникновения 5 м. Раствор выдерживают до формирования геля в течение 120 ч, после чего скважину пускают в эксплуатацию. При сохранении исходного дебита скважины водонасыщенность снизилась до 14-20% при стационарном режиме работы скважины в течение последующих двух лет.PRI me R 8. Isolation of water inflow in a producing oil well. The object of the test was an oil producing well with the following characteristics: a productive formation with a thickness of 8 m, located at a depth of 600 m, which is a terrigenous reservoir with a permeability of 2.5 darsi. The temperature of the reservoir is 30 o C, produced water with a degree of mineralization of 190 g / l. Before isolating the water inflow, the liquid flow rate of the well was 80 m 3 / day with a water saturation of 96.9%. 50 m 3 of a solution of silicic acid sodium salt with a viscosity corresponding to 1.51 MPa • s and a pH of 9.8. The pH is adjusted by acid. The injection pressure is 30 atm, the penetration depth is 5 m. The solution is kept until gel formation for 120 hours, after which the well is put into operation. While maintaining the initial flow rate of the well, the water saturation decreased to 14-20% under stationary operation of the well over the next two years.
П р и м е р 9. Изоляция водопритока в добывающей нефтяной скважине. Объектом испытания служила нефтедобывающая скважина со следующими характеристиками: пластовая температура 105o С, глубина залегания свыше 2700 м. Минерализация пластовой воды 20 г/л. Для пласта характерна резко выраженная неоднородность по составу породы и проницаемости. До изоляции водопритока дебит скважины по жидкости составлял 44,5 т/сут при водонасыщенности 98,9% В скважину закачивают 70 м раствора натриевой соли кремневой кислоты с вязкостью, соответствующей 1,62 мПа• с и рН 10,8. Регулирование рН ведут кислотой. Давление при закачке составляет до 180 атм. Раствор выдерживают до формирования геля 72 ч, после чего скважину пускают в эксплуатацию. При искусственном снижении дебита вдвое водонасыщенность снизилась до 1,25% при стационарном режиме работы скважины в течение 30 сут.PRI me R 9. Isolation of water inflow in a producing oil well. The object of the test was an oil producing well with the following characteristics: reservoir temperature 105 o C, depth of over 2700 m. Mineralization of produced water 20 g / l. The formation is characterized by a pronounced heterogeneity in rock composition and permeability. Prior to isolating the water inflow, the liquid flow rate of the well was 44.5 tons / day at a water saturation of 98.9%. 70 m of a solution of sodium salt of silicic acid with a viscosity corresponding to 1.62 MPa • s and a pH of 10.8. The pH is adjusted by acid. Injection pressure is up to 180 atm. The solution is maintained until the gel is formed for 72 hours, after which the well is put into operation. When the flow rate was artificially reduced by half, the water saturation decreased to 1.25% under steady-state well operation for 30 days.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95106885A RU2065442C1 (en) | 1995-04-28 | 1995-04-28 | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95106885A RU2065442C1 (en) | 1995-04-28 | 1995-04-28 | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2065442C1 true RU2065442C1 (en) | 1996-08-20 |
Family
ID=20167267
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95106885A RU2065442C1 (en) | 1995-04-28 | 1995-04-28 | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2065442C1 (en) |
Cited By (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013085412A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment with high solids content fluids |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US9238772B2 (en) | 2007-07-25 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9850423B2 (en) | 2011-11-11 | 2017-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
-
1995
- 1995-04-28 RU RU95106885A patent/RU2065442C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1.Патент США N 4665985, кл. Е 21 B 33/130, 1967. 2. ЕП N 230725, кл. E 21 B 33/138, 1336. 3. ЕП N 260888, кл. E 21 B 33/138, 1987. * |
Cited By (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9238772B2 (en) | 2007-07-25 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US9850423B2 (en) | 2011-11-11 | 2017-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US10351762B2 (en) | 2011-11-11 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
WO2013085412A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment with high solids content fluids |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2065442C1 (en) | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives | |
US6235809B1 (en) | Multi-functional additive for use in well cementing | |
US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
US3897827A (en) | Lignosulfonate gels for sweep improvement in flooding operations | |
US4564070A (en) | Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel | |
US3866685A (en) | Methods for selective plugging | |
US2208766A (en) | Method of sealing off porous formations | |
US3811508A (en) | Methods for selective plugging | |
US3866684A (en) | Methods for selective plugging | |
US3865189A (en) | Methods for selective plugging | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2380394C2 (en) | Viscous elastic composition for borehole operations | |
RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
RU2306326C2 (en) | Gelling composition for killing wells | |
RU2627786C1 (en) | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application | |
SU1707184A1 (en) | Method of temporary isolation of producing formations | |
RU2232257C2 (en) | Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles | |
RU2439301C1 (en) | Method of oil field development |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050429 |