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 PDF

Info

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
Application number
RU95106885A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
В.И. Титов
В.В. Дерябин
Н.И. Акимов
Original Assignee
Фирма "Фактор Ко" (Акционерное общество закрытого типа)
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Фирма "Фактор Ко" (Акционерное общество закрытого типа) filed Critical Фирма "Фактор Ко" (Акционерное общество закрытого типа)
Priority to RU95106885A priority Critical patent/RU2065442C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2065442C1 publication Critical patent/RU2065442C1/en

Links

Abstract

FIELD: mining industry. SUBSTANCE: method involves the use an aqueous solutions of silicic acid alkaline metal salts at viscosity corresponding η20° = 1.0-10.0 MPa and pH ≅ 3.5. EFFECT: improved insulation, avoided spontaneous gel-formation, increased deep penetration of GELLING solution into layer.

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

Figure 00000002
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
Figure 00000002
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

Figure 00000003
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
Figure 00000003
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

Figure 00000004
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
Figure 00000004
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

Figure 00000005
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
Figure 00000005
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

Figure 00000006
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
Figure 00000006
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

Figure 00000007
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
Figure 00000007
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

Figure 00000008
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
Figure 00000008
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

Figure 00000009
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
Figure 00000009
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)

Способ изоляции водопритоков с помощью гелирования растворов производных кремневой кислоты, отличающийся тем, что в качества производных кремневой кислоты используют водные растворы солей мелочных металлов кремневой кислоты с вязкостью соответствующей η 20o 1 10 мПа • с и pН≅13,5.A method of isolating water inflows using gelation of solutions of silicic acid derivatives, characterized in that aqueous silicic acid salts of silicic acid small salts with a viscosity corresponding to η 20 o 1 10 mPa · s and pН≅13.5 are used as silicic acid derivatives.
RU95106885A 1995-04-28 1995-04-28 Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives RU2065442C1 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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