RU2704168C1 - Method of water influx isolation in well - Google Patents
Method of water influx isolation in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704168C1 RU2704168C1 RU2018140311A RU2018140311A RU2704168C1 RU 2704168 C1 RU2704168 C1 RU 2704168C1 RU 2018140311 A RU2018140311 A RU 2018140311A RU 2018140311 A RU2018140311 A RU 2018140311A RU 2704168 C1 RU2704168 C1 RU 2704168C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- paa
- molecular weight
- forming composition
- water
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for limiting water inflow in flooded reservoirs.
Известен способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2272891, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей полимер акриламида с молекулярной массой не более 1 млн а.е.м. и степенью гидролиза не более 0,5%, водного раствора ацетата хрома. Дополнительно гелеобразующая композиция содержит регулятор гелеобразования, в качестве которого используют слабые органические кислоты. В качестве указанного полимера акриламида используют неионогенный полимер акриламида АК-631 марки Н-50.A known method of isolating water inflow in a well (patent RU No. 2272891, IPC ЕВВ 33/138, publ. 03/27/2006 in bull. No. 9), including the injection into the reservoir of a gel-forming composition containing an acrylamide polymer with a molecular weight of not more than 1 million a.u. .m. and the degree of hydrolysis of not more than 0.5%, an aqueous solution of chromium acetate. Additionally, the gel-forming composition contains a gelation regulator, which use weak organic acids. As the specified acrylamide polymer, a non-ionic AK-631 acrylamide polymer of the H-50 grade is used.
Недостатком известного способа является низкая эффективность, так как в условиях низкотемпературных скважин (20-400С) использование гелеобразующей композиции на основе неионогенного полимера акриламида со степенью гидролиза не более 0,5% увеличивает время гелеобразования до пяти суток, что приводит к уходу гелеобразующей композиции из зоны тампонирования и формированию в пласте геля с малой механической прочностью, и как следствие - к неудовлетворительным результатам при выполнении водоизоляционных работ, а также к увеличению стоимости работ.The disadvantage of this method is the low efficiency, since in low-temperature wells (20-40 ° C) the use of a gel-forming composition based on a nonionic acrylamide polymer with a degree of hydrolysis of not more than 0.5% increases the gelation time up to five days, which leads to the departure of the gel-forming composition from the plugging zone and formation of a gel with low mechanical strength in the formation, and as a result, unsatisfactory results when performing waterproofing works, as well as an increase in cost works.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции водопритока в скважине (патент RU №2272899, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), включающий закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида (ПАА), ацетат хрома и воду. Закачивается гелеобразующая композиция в виде суспензии, при этом растворение ПАА в гелеобразующей композиции происходит в стволе скважины. Для выравнивания проницаемостной неоднородности в поровом коллекторе выбирают гелеобразующую композицию на основе ПАА со средними молекулярными характеристиками (3-30 млн а.е.м.), обладающую длительным периодом гелеобразования и относительно низкими прочностными свойствами. Для выравнивания проницаемостной неоднородности трещиноватых коллекторов и изоляции водопритока в скважины выбирают гелеобразующую композицию на основе ПАА с низкой молекулярной массой (0,5-3 млн а.е.м.), обладающую высокими прочностными свойствами. Повышение прочности образующегося полимерного геля обеспечивают вводом в гелеобразующую композицию одного из наполнителей (мел, алюмосиликатные микросферы, древесная мука, сапропель, тальк и др.).The closest in technical essence is a method of isolating water inflow in a well (patent RU No. 2272899, IPC ЕВВ 43/22, publ. 03/27/2006 in bull. No. 9), which includes injecting into the formation a gel-forming composition containing a water-soluble polymer of polyacrylamide (PAA), chromium acetate and water. The gel-forming composition in the form of a suspension is pumped, while the dissolution of PAA in the gel-forming composition occurs in the wellbore. To equalize the permeability heterogeneity in the pore collector, a gel-forming composition based on PAA with average molecular characteristics (3-30 million amu) with a long gel period and relatively low strength properties is selected. To equalize the permeability heterogeneity of fractured reservoirs and isolate water inflow into the wells, a gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight (0.5-3 million a.m.u.) with high strength properties is selected. Increasing the strength of the resulting polymer gel is provided by introducing one of the fillers (chalk, aluminosilicate microspheres, wood flour, sapropel, talc, etc.) into the gel-forming composition.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность и малая продолжительность эффекта от применения способа изоляции водопритока в скважине. В связи с тем, что гелеобразующую композицию закачивают в скважину в виде суспензии, происходит неполное растворение ПАА в гелеобразующей композиции, что приводит к формированию в пласте полимерного геля с недостаточной прочностью, не выдерживающего перепады давления, существующие в пласте, что снижает эффективность изоляции из-за миграции ПАА по пласту.The disadvantages of this method are the low efficiency and short duration of the effect of the application of the method of isolation of water inflow in the well. Due to the fact that the gel-forming composition is pumped into the well in the form of a suspension, PAA is incompletely dissolved in the gel-forming composition, which leads to the formation of a polymer gel with insufficient strength that cannot withstand the pressure drops existing in the formation, which reduces the efficiency of isolation due to for the migration of PAA in the reservoir.
Кроме того, вследствие закачки в пласт гелеобразующей композиции в виде суспензии на основе ПАА или гелеобразующей композиции в виде суспензии на основе ПАА и наполнителя не происходит образования однородной гомогенной гелеобразующей композиции, что ведет к налипанию частиц нерастворенного ПАА и наполнителя к поверхности нефтенасыщенных интервалов пласта или к поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), что ухудшает их фильтрационные свойства, приводя к технологическим осложнениям.In addition, due to the injection into the reservoir of a gel-forming composition in the form of a suspension based on PAA or a gel-forming composition in the form of a suspension based on PAA and a filler, the formation of a homogeneous homogeneous gel-forming composition does not lead to the buildup of particles of undissolved PAA and filler to the surface of the oil-saturated intervals of the formation or to the surface of tubing (tubing), which affects their filtration properties, leading to technological complications.
Из практики известно, что ПАА с низкой степенью анионности (не более 0,5%) медленно растворяются как в пресной, так и в минерализованной воде - от 60 до 180 мин и более, в связи с этим полного растворения в скважинных условиях не происходит, и поэтому наиболее часто ПАА закачивают в виде суспензии, и для достижения приемлемого технологического эффекта при закачке гелеобразующей композиции в виде суспензии требуется больший расход ПАА.It is known from practice that PAA with a low degree of anionicity (not more than 0.5%) slowly dissolves in both fresh and mineralized water - from 60 to 180 minutes or more, and therefore does not completely dissolve in well conditions, and therefore, PAA is most often injected in the form of a suspension, and to achieve an acceptable technological effect when injecting the gel-forming composition in the form of a suspension, a higher consumption of PAA is required.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет использования однородной гомогенной гелеобразующей композиции с хорошими фильтрационными свойствами и образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока, а также увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of isolation of water inflow and to increase the duration of the effect of applying the method by using a homogeneous homogeneous gel-forming composition with good filtration properties and the formation of a strong polymer gel directly in the zone of isolation of water inflow, as well as increasing the resistance of the insulating polymer gel to pressure drops.
Технические задачи решаются способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.Technical problems are solved by the method of isolating water inflow in the well, including the injection into the reservoir of a gel-forming composition containing a water-soluble polyacrylamide polymer - PAA, chromium acetate and water.
Новым является то, что производят последовательную закачку гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой, при этом гелеобразующая композиция на основе ПАА с высокой молекулярной массой содержит следующее соотношение реагентов, мас. ч.:What is new is that sequential injection of a high molecular weight PAA gelling composition and a low molecular weight PAA gelling composition is performed sequentially, while the high molecular weight PAA gelling composition contains the following reagent ratio, wt. hours:
гелеобразующая композиция на основе ПАА с низкой молекулярной массой содержит следующее соотношение реагентов, мас. ч.:gelling composition based on PAA with a low molecular weight contains the following ratio of reagents, wt. hours:
причем объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций.moreover, the volume of the gel-forming composition based on PAA with a high molecular weight is 75-85%, and the gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight is 15-25% of the total volume of injected gel-forming compositions.
Реагенты, применяемые в заявляемом способе:The reagents used in the claimed method:
ПАА с низкой молекулярной массой представляет собой порошок с молекулярной массой 1-3 млн а.е.м. со степенью анионности (гидролиза) 8-20%;PAA with a low molecular weight is a powder with a molecular weight of 1-3 million a.m. with the degree of anionicity (hydrolysis) of 8-20%;
ПАА с высокой молекулярной массой представляет собой порошок с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. со степенью анионности (гидролиза) 10-30%;PAA with a high molecular weight is a powder with a molecular weight of 5-12 million amu with the degree of anionicity (hydrolysis) of 10-30%;
ацетат хрома представляет собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3 с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;chromium acetate is an aqueous solution with a density of 1280-1300 kg / m 3 with a mass fraction of chromium acetate in the range of 49-52%, the activity index of hydrogen ions is pH = 3-4, the mass fraction of substances insoluble in water is not more than 0.1%;
вода пресная или близкая к пресной плотностью 1000-1070 кг/м3. Применение в качестве воды любой из указанной плотности приводит к одному техническому результату.fresh water or close to fresh density of 1000-1070 kg / m 3 . The use of any of the indicated density as water leads to one technical result.
Сущность способа заключается в том, что последовательно закачивают гелеобразующие композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой и ПАА с низкой молекулярной массой с предварительным растворением ПАА перед закачкой в скважину. Благодаря перемешиванию ПАА до закачивания в скважину в течение 15-25 мин происходит образование прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции в отличие от наиболее близкого аналога, где гелеобразующая композиция закачивается в виде суспензии ПАА, в результате чего не происходит образования прочного полимерного геля.The essence of the method lies in the fact that gel-forming compositions based on PAA with a high molecular weight and PAA with a low molecular weight are sequentially injected with preliminary dissolution of the PAA before injection into the well. Due to the mixing of PAA before injection into the well for 15-25 minutes, a strong polymer gel is formed directly in the isolation zone, in contrast to the closest analogue, where the gelling composition is pumped in the form of a suspension of PAA, as a result of which a strong polymer gel is not formed.
Закачка гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой увеличивает глубину охвата пласта за счет низкой вязкости и более длительного времени гелеобразования композиции - от 24 до 48 ч. Последующая закачка гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой увеличивает стойкость изолирующего экрана к перепадам давления и повышает его структурно-механические свойства за счет более короткого времени гелеобразования композиции - от 18 до 36 ч. При этом объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой включает 75-85%, а гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой - 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций из расчета радиуса создаваемого изоляционного экрана в пласте от 2 до 7 м, что обеспечивает высокую изолирующую способность создаваемого экрана. Данное процентное соотношение объемов закачиваемых гелеобразующих композиций повышает эффективность изоляции водопритока, увеличивает продолжительность эффекта от применения способа и увеличивает стойкость изолирующего полимерного геля к перепадам давления. Гелеобразующие композиции, содержащие ПАА с высокой и низкой молекулярной массой, а также ацетат хрома в качестве гелеобразователя, образуют сшитый во всем объеме гелеобразующих композиций полимерный гель.The injection of a gel-forming composition based on PAA with a high molecular weight increases the depth of the formation due to the low viscosity and longer gel formation time of the composition from 24 to 48 hours. Subsequent injection of the gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight increases the resistance of the insulating screen to pressure drops and increases its structural and mechanical properties due to the shorter gel time of the composition - from 18 to 36 hours. The volume of the gel-forming composition based on PAA with high with a molecular weight of 75–85%, and a gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight — 15–25% of the total volume of injected gel-forming compositions based on the radius of the created insulating screen in the formation from 2 to 7 m, which ensures high insulating ability of the created screen. This percentage of the volumes of injected gel-forming compositions increases the efficiency of water inflow isolation, increases the duration of the effect of the application of the method, and increases the resistance of the insulating polymer gel to pressure drops. Gelling compositions containing high and low molecular weight PAA, as well as chromium acetate as a gelling agent, form a polymer gel that is crosslinked throughout the gelling composition.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
В скважине заблаговременно определяют приемистость изолируемого интервала пласта с использованием стандартной техники, применяемой при капитальном ремонте скважин, определяют суммарный объем закачиваемых гелеобразующих композиций из расчета радиуса создаваемого изоляционного экрана от 2 до 7 м. Готовят две гелеобразующие композиции из расчета: объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой 75-85% и объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций. При этом соотношение реагентов в гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой составляет, мас. ч.:In a well, the injectivity of the isolated interval of the formation is determined in advance using standard techniques used in the overhaul of wells, the total volume of injected gel-forming compositions is determined from the calculation of the radius of the created insulating screen from 2 to 7 m. Two gel-forming compositions are prepared from the calculation: the volume of the gel-forming composition based on PAA with a high molecular weight of 75-85% and the volume of the gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight of 15-25% of the total injection volume gelling compositions. The ratio of reagents in the gel-forming composition based on PAA with a high molecular weight is, wt. hours:
Соотношение реагентов в гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой составляет, мас. ч.:The ratio of reagents in the gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight is, wt. hours:
Принцип приготовления закачиваемых гелеобразующих композиций аналогичен.The principle of preparation of injected gelling compositions is similar.
Во время набора воды в одну из емкостей установки КУДР при постоянном перемешивании подают расчетное количество ПАА. Перемешивание осуществляют в течение 15-25 мин. Затем при постоянном перемешивании в водный раствор ПАА подают расчетное количество ацетата хрома. Причем процесс приготовления и закачивания гелеобразующей композиции осуществляется непрерывно, в одной смесительной емкости установки КУДР проводят приготовление, из второй емкости в это же время закачивают в скважину уже готовую гелеобразующую композицию.During water collection, the calculated amount of PAA is supplied to one of the containers of the KUDR unit with constant stirring. Stirring is carried out for 15-25 minutes. Then, with constant stirring, an estimated amount of chromium acetate is fed into the PAA aqueous solution. Moreover, the process of preparation and injection of the gel-forming composition is carried out continuously, in one mixing tank of the KUDR installation, preparation is carried out, from the second tank at the same time, the already prepared gel-forming composition is pumped into the well.
Закачивают гелеобразующую композицию на основе ПАА с высокой молекулярной массой через колонну НКТ в изолируемый интервал. Далее последовательно закачивают гелеобразующую композицию на основе ПАА с низкой молекулярной массой. Затем закачанный суммарный объем гелеобразующих композиций продавливают в пласт. Продавку гелеобразующей композиции производят технологической жидкостью в объеме, равном объему колонны НКТ и дополнительно 0,5-1,5 м3. Далее оставляют скважину под остаточным давлением на время образования полимерного геля в течение 24-48 ч. После этого производят промывку скважины со спуском колонны НКТ до забоя. Осваивают и запускают скважину в работу.A high molecular weight PAA gelling composition is pumped through a tubing string into an isolated interval. Next, a low molecular weight PAA gelling composition is subsequently pumped. Then, the injected total volume of gelling compositions is forced into the formation. The gel-forming composition is sold with process fluid in a volume equal to the volume of the tubing string and an additional 0.5-1.5 m 3 . Next, leave the well under residual pressure for the period of formation of the polymer gel for 24-48 hours. After that, the well is flushed with the tubing string down to the bottom. Develop and launch the well into operation.
Для подтверждения эффективности предложения провели испытания композиций на прочность при температуре 22±2°С. Испытания проводили следующим образом: в капиллярную трубку диаметром 6 мм и длиной 3 м заливали гелеобразующую композицию до тех пор, пока композиция не начинала выходить из трубки, и оставляли ее на гелеобразование. Далее полученный гель выдавливали под давлением и рассчитывали градиент давления сдвига. Результаты испытаний приведены в таблице.To confirm the effectiveness of the proposal, the compositions were tested for strength at a temperature of 22 ± 2 ° C. The tests were carried out as follows: a gel-forming composition was poured into a capillary tube with a diameter of 6 mm and a length of 3 m until the composition began to leave the tube and left to gel. Next, the resulting gel was extruded under pressure and the shear pressure gradient was calculated. The test results are shown in the table.
Как видно из таблицы, у гелеобразующих композиций по предлагаемому способу (№№1-3) значение градиента сдвига значительно выше, чем у гелеобразующей композиции по наиболее близкому аналогу (приготовленной в виде суспензии, №№5-7) на основе ПАА с низкой молекулярной и высокой молекулярной массами, что говорит о более высокой прочности и стойкости к перепадам давления у изолирующего полимерного геля по предлагаемому способу.As can be seen from the table, for gel-forming compositions according to the proposed method (No. 1-3), the shear gradient is significantly higher than for a gel-forming composition according to the closest analogue (prepared as a suspension, No. 5-7) based on PAA with a low molecular weight and high molecular weights, which indicates a higher strength and resistance to pressure drops in an insulating polymer gel according to the proposed method.
Уменьшение массового содержания применяемых в гелеобразующих композициях ПАА с молекулярной массой 5-12 млн а.е.м. менее 0,3 мас. ч., ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. менее 1,7 мас. ч. и ацетата хрома менее 0,15 мас. ч. не приводит к образованию прочного полимерного геля (№4).The decrease in the mass content used in the gel-forming compositions of PAA with a molecular weight of 5-12 million amu less than 0.3 wt. o'clock, PAA with a molecular weight of 1-2.5 million amu less than 1.7 wt. hours and chromium acetate less than 0.15 wt. including does not lead to the formation of a durable polymer gel (No. 4).
Примечание * - вода плотностью 1070 кг/м3, ** - вода плотностью 1050 кг/м3, а в остальных случаях вода плотностью 1000 кг/м3;Note * - water with a density of 1070 kg / m 3 , ** - water with a density of 1050 kg / m 3 , and in other cases, water with a density of 1000 kg / m 3 ;
** - объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с высокой молекулярной массой 75-85% и объем гелеобразующей композиции на основе ПАА с низкой молекулярной массой 15-25% от суммарного объема закачиваемых гелеобразующих композиций установлен из опыта промысловых работ.** - the volume of the gel-forming composition based on PAA with a high molecular weight of 75-85% and the volume of the gel-forming composition based on PAA with a low molecular weight of 15-25% of the total volume of injected gel-forming compositions was established from field experience.
Увеличение массового содержания в гелеобразующей композиции на основе ПАА с молекулярной массой 5-12 млн. а.е.м. более 0,5 мас. ч. и ацетата хрома более 0,20 мас. ч., в гелеобразующей композиции на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. более 4 мас. ч. и ацетата хрома более 0,6 мас. ч. нецелесообразно с экономической точки зрения из-за высокой стоимости реагентов и технологической точки зрения из-за высокой вязкости гелеобразующих композиций, что ведет к технологическим трудностям при закачке гелеобразующих композиций, кроме того, такие гелеобразующие композиции при закачке не проникают в пористую среду.The increase in mass content in the gel-forming composition based on PAA with a molecular weight of 5-12 million amu more than 0.5 wt. hours and chromium acetate more than 0.20 wt. o'clock, in a gel-forming composition based on PAA with a molecular weight of 1-2.5 million amu more than 4 wt. hours and chromium acetate more than 0.6 wt. including it is impractical from an economic point of view due to the high cost of the reagents and the technological point of view due to the high viscosity of the gel-forming compositions, which leads to technological difficulties in the injection of gel-forming compositions, in addition, such gel-forming compositions do not penetrate into the porous medium during injection.
Приведенные результаты свидетельствуют о том, что по предлагаемому способу обеспечивается повышение эффективности изоляции обводненных коллекторов за счет увеличения прочности полимерного геля.The results indicate that the proposed method provides an increase in the insulation efficiency of flooded collectors by increasing the strength of the polymer gel.
Предлагаемый способ изоляции водопритока в скважине обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение продолжительности эффекта от применения способа за счет образования прочного полимерного геля непосредственно в зоне изоляции водопритока и увеличения стойкости изолирующего полимерного геля к перепадам давления.The proposed method for isolating water inflow in a well provides an increase in the efficiency of isolation of water inflow and an increase in the duration of the effect of applying the method due to the formation of a strong polymer gel directly in the zone of isolation of water inflow and increasing the resistance of the insulating polymer gel to pressure drops.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140311A RU2704168C1 (en) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Method of water influx isolation in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018140311A RU2704168C1 (en) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Method of water influx isolation in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704168C1 true RU2704168C1 (en) | 2019-10-24 |
Family
ID=68318593
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018140311A RU2704168C1 (en) | 2018-11-14 | 2018-11-14 | Method of water influx isolation in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704168C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111927411A (en) * | 2020-09-24 | 2020-11-13 | 西南石油大学 | Intelligent water invasion tracking and early warning method for water with water and gas reservoir |
| RU2797766C1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Method for limiting water inflow in producing oil wells and levelling the injectivity profile, reducing injectivity in injection wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071555C1 (en) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Composition for control of oil-field development |
| RU2277573C1 (en) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Gel-forming formulation to shut off water inflow into well |
| WO2007093761A1 (en) * | 2006-02-15 | 2007-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| RU2541973C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2571474C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
-
2018
- 2018-11-14 RU RU2018140311A patent/RU2704168C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071555C1 (en) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Composition for control of oil-field development |
| RU2277573C1 (en) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Gel-forming formulation to shut off water inflow into well |
| WO2007093761A1 (en) * | 2006-02-15 | 2007-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| RU2541973C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2571474C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111927411A (en) * | 2020-09-24 | 2020-11-13 | 西南石油大学 | Intelligent water invasion tracking and early warning method for water with water and gas reservoir |
| RU2797766C1 (en) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Method for limiting water inflow in producing oil wells and levelling the injectivity profile, reducing injectivity in injection wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4291766A (en) | Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution | |
| CN104974724B (en) | Gelling down hole sealing agent and its preparation method suitable for high temperature LOW PERMEABILITY RESERVOIR with high salt | |
| US9074125B1 (en) | Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells | |
| CN104371699A (en) | Organic aluminum-zirconium crosslinking agent and preparation method thereof, and low-molecular polymer fracturing fluid | |
| CN106467736A (en) | A kind of fracturing fluid for shale pressure break and preparation method thereof | |
| CN102965093A (en) | Composite crosslinking deep profile control agent for oil reservoir deep profile control and preparation method thereof | |
| RU2571474C1 (en) | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs | |
| RU2704168C1 (en) | Method of water influx isolation in well | |
| EA008533B1 (en) | Method of selecting polymer gel-forming composition for increase oil recovery and carrying out water-shutoff operation | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
| CN113136185A (en) | Organic water plugging gel for low-temperature hypersalinity oil reservoir | |
| CN105754565A (en) | Organic microsphere and inorganic silicate compounded type channeling sealing agent for thermal extraction of heavy oil and preparation method of channeling sealing agent | |
| CN106905939B (en) | Ultrahigh-strength gel plugging and adjusting system and preparation method and application thereof | |
| RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
| CN114437379B (en) | Composite gel plugging agent system for fracture-cavity oil reservoir and preparation method thereof | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2283422C1 (en) | Method for water influx zone isolation in well | |
| RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
| RU2703598C1 (en) | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) | |
| RU2169256C1 (en) | Method of development of water-encroached oil deposit | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2652238C1 (en) | Method of thermochemical processing of oil pool (options) | |
| RU2713063C1 (en) | Composition for isolating water influx into well |