EA039560B1 - Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину - Google Patents
Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- EA039560B1 EA039560B1 EA202000289A EA202000289A EA039560B1 EA 039560 B1 EA039560 B1 EA 039560B1 EA 202000289 A EA202000289 A EA 202000289A EA 202000289 A EA202000289 A EA 202000289A EA 039560 B1 EA039560 B1 EA 039560B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- well
- gel
- composition
- methylenebisacrylamide
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 title abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims abstract description 11
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 9
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012935 ammoniumperoxodisulfate Substances 0.000 claims description 8
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 4
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 20
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 13
- 241001122767 Theaceae Species 0.000 description 8
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 2
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- -1 Chromium acetate Ammonium sulfate Chemical compound 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010382 chemical cross-linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет увеличения прочности, термической стабильности и устойчивости в высокоминерализованной пластовой воде, а также регулирование времени гелеобразования. Поставленная задача решается тем, что гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимер, сшиватель и воду, в качестве водорастворимого полимера содержит полиэтиленгликоль и поливинилпирролидон, в качестве сшивателя N,N'-метиленбисакриламид и дополнительно акриловую кислоту и пероксодисульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиэтиленгликоль - 15-20; поливинилпирролидон - 0,1-0,3; пероксодисульфат аммония - 0,05-0,1; акриловая кислота - 0,3-0,5; N,N-метиленбисакриламид - 0,05-0,5; вода - остальное.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину [1]. Состав содержит воду,силикат натрия, ацетат аммония и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия 14-20
IАцетат аммония 0,5-1,5
Ацетат хрома 0,3-1,0
Пресная вода остальное
Недостатком состава является использование большого объема силиката натрия, который при контакте с солями Са2+ и Mg2+ в составе минерализованной воды образует на поверхности раздела пленку кремниевой кислоты. В связи с этим в условиях нефтяного пласта состав может оказаться малоэффек тивным.
Также известен состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полиакриламид с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. и анионностью 3-10%, ацетат хрома, сульфат аммония и пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3 при следующем соотношении компонентов, мас.% [2]:
полиакриламид 1 -4
Ацетат хрома 0,13-0,65 сульфат аммония 0,3-3,0 вода 100
Недостатком состава является низкая эффективность изоляции водопритока, так как из-за низкой концентрации компонентов невозможно получить прочный гель. Также состав неэффективен для высокотемпературных скважин из-за низкой термической стабильности и неустойчивости в высокоминерализованных водах. Следовательно, этот состав не подходит для резервуаров с высокой температурой и соленостью и не способен эффективно блокировать каналы с повышенной проницаемостью.
Наиболее близким техническим решением к предложенному изобретению является гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимергидролизованный полиакрилонитрил, сульфат аммония, ацетат хрома и воду при следующем соотношении реагентов, мас.ч. [3]:
гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
Ацетат хрома 0,5-1,0 сульфат аммония 1,0-2,0 вода 100
Недостатком данного гелеобразующего состава является то, что использовано относительно большое количество гидролизованного полиакрилонитрила, что приводит к его удорожанию. Также недостатками состава являются низкая прочность, низкая термическая стабильность и неустойчивость в высокоминерализованной пластовой воде.
Задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет увеличения прочности, термической стабильности и устойчивости в высокоминерализованной пластовой воде, а также регулирование времени гелеобразования.
Поставленная задача решается тем, что гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий водорастворимый полимер, сшиватель и воду, в качестве водорастворимого полимера содержит полиэтиленгликоль и поливинилпирролидон, в качестве сшивателя N,N'-метиленбисакриламид и дополнительно акриловую кислоту и пероксодисульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:
полиэтиленгликоль 15-20 поливинил пирролидон 0,1-0,3 пероксодисульфат аммония 0,05 -0,1 акриловая кислота 0,3-0,5
Ν,Κ-метиленбисакриламид 0,05-0,5 вода остальное
Для приготовления гелеобразующего состава с целью изоляции водопритока в скважину были ис пользованы следующие компоненты:
полиэтиленгликоль (ПЭГ) - водорастворимый полимер с молекулярной массой 7000-9000 (CAS 25322-68-3);
поливинилпирролидон (ПВП) - водорастворимый полимер с молекулярной массой 40000 (CAS 9003-39-8);
акриловая кислота - бесцветная жидкость с резким запахом (CAS 64-19-7);
пероксодисульфат аммония - бесцветные моноклинные кристаллы, инициатор (CAS 7727-54-0);
N,N'-метиленбисакриламид - является сшивающим агентом (CAS 110-26-9);
вода - пресная или минерализованная.
Сущность изобретения состоит в создании эффективного состава для изоляции водопритока в скважинах, который блокирует изолируемый интервал пласта объемным гелем с высокой прочностью и
- 1 039560 термической стабильностью, регулирует время гелеобразования и стабильность в высокоминерализованной пластовой воде. Состав является простым в приготовлении, обладает достаточным для закачки в скважину временем гелеобразования за счет регулируемого времени гелеобразования. После перемешивания компонентов состава гель образуется при температуре от 25 до 100°C в течение 6-60 ч от начала смешения реагентов, после чего происходит упрочнение геля до состояния неподвижности. За счет регулируемого времени гелеобразования состав после закачивания в скважину проникает даже в малопроницаемые поры пласта, обводненного водой любой минерализации. В гелеобразующем составе на основе полиэтиленгликоля и поливинилпирролидона в качестве инициатора гелеобразования используют пероксодисульфат аммония, а в качестве сшивателя используют N,N'метиленбисакриламид. Изменением количества N,N'-метиленбисакриламида в гелеобразующем составе регулируют время гелеобразования, которое можно расширить вплоть до нескольких суток, что необходимо для удаленного доступа гелеобразующего состава в пласт. Поливинилпирролидон используется в качестве триггера для увеличения прочности предложенного гелеобразующего состава. Предлагаемый гелеобразующий состав на основе полиэтиленгликоля обладает вязкостью в пределах 30-40 с, и при закачивании в пласт по насосно-компрессорным трубам не возникает технологических затруднений.
Гелеобразующий состав для изоляции водопритока готовят следующим образом.
Компоненты геля были точно взвешены (±0,2 мг) с использованием аналитических весов Denver Instruments Pinnacle PI-314. Гомогенную смесь получали путем перемешивания раствора с использованием магнитной мешалки INTLLAB в течение 1 ч. Сначала наливают воду (79,05 мас.%) и добавляют полиэтиленгликоль (20 мас.%), далее перемешивают до его растворения. В полученный раствор при перемешивании в течение 1 мин добавляют поливинилпирролидон (0,3 мас.%), акриловую кислоту (0,5 мас.%), пероксодисульфат аммония (0,05 мас.%) и N,N'-метиленбисакриламид (0,1 мас.%). Объемные гели синтезировали путем химического сшивания со свободнорадикальной полимеризацией, и оставляют гелеобразующий состав на гелеобразование (табл. 1 пример 7). Остальные гелеобразующие составы готовят аналогично примеру 7. Время гелеобразования составов по примерам 1-8 составляет от 6-30 ч/м до 60 ч, что является достаточным для закачивания в скважину. В пласте продолжается процесс упрочнения образованных гелей в течение 24-48 ч.
Для исследования эффективности предложенного гелеобразующего состава на время гелеобразования, прочность, солеустойчивость и термическую стабильность проведены лабораторные эксперименты. Для иллюстрации экспериментов были приготовлены образцы наиболее близкого аналога и предложенных гелеобразующих составов (табл. 1).
Время гелеобразования состава определяют опытным путем в лабораторных условиях.
Для определения времени гелеобразования был использован реометр Physica MCR 501 (AntonPaar, Австрия) с геометрией концентрических цилиндров. Реометр оснащен системой контроля температуры для достижения и поддержания заданной температуры. Интуитивно понятное программное обеспечение RheoCompass предлагает предопределенные, а также настраиваемые шаблоны проведения измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 1.
Прочность гелей определяют с использованием анализатора статического напряжения сдвига Модель 5265 (SGSA, Chandler Engeneering) со стандартом API 10B-6. Результаты исследование показаны в табл. 1.
Затем определяется солеустойчивость геля методом чайных пакетиков (Tea-bag). Чайный пакетик предварительно смачивали в тестовой жидкости и определяли его массу (масса m2). Процесс гелеобразования проводился в условиях окружающей среды. Затем гели были вставлены в пакетик и взвешивались (масса mj). Для обеспечения точности результатов было приготовлено не менее 5 чайных пакетиков для каждого исследуемого образца геля. Чайный пакетик, содержащий гель, был подвешен в химическом стакане, заполненном жидкостью (около 250 мл). Стакан был герметично закрыт для обеспечения герметичности. Через 1, 5, 7, 10 дней контакта гель/жидкость чайный пакетик извлекали и взвешивали (масса m3). Для удаления излишков воды с поверхности чайного пакетика использовалась сухая ткань. После взвешивания чайный пакетик с гидрогелем возвращали в исходный раствор до следующих измерений. Для измерения солеустойчивости гелей использовали слабоминерализованную и высокоминерализованную воду (5000 и 30000 ppm). Солеустойчивость гелей определялась по формуле 1 где mj - масса чайного пакетика через 24 ч, m2 - масса предварительно смоченного чайного пакетика, а m3 - масса пакетика (с гелем внутри). Результаты показаны в табл. 2.
Термическая стабильность гелей определялась дифференциальным сканирующим калориметром (модель: DSCQ10, производства ТА Instrument) в атмосфере азота. Для анализа было использовано 8 образцов. Набухшие гели (7-13 мг) брали для измерений, хранили в алюминиевых емкостях и герметично закрывали. Термограмму для каждого образца получали для диапазона температур от 40 до 300°C при скорости нагрева 2°С/мин и скорости продувки азотом 20 см3/мин (табл. 1).
- 2 039560
Литература.
1. Патент RU 2704662, Е21В 33/138, С09К 8/508, опубл. 30.10.2019.
2. Патент RU 2703598, Е21В 33/138, С09К 8/512, опубл. 21.10.2019.
3. Патент RU 2706150, Е21В 33/138, С09К 8/508, Е21В 43/32, опубл. 14.11.2019.
Таблица 1
| Образцы | Содержание состава, масс % | Времягелеобразования, ч-мин | Статическое напряжение сдвига, Па | Термическое стабилность,’ С | |||||
| Полиэтилен гликоль | Поливинил пирроидон | Пероксодисуль фат аммония | Акриловая кислота | Ν,Ν' метиленбисакриламид | Вода | ||||
| 1 | 15 | 0,1 | 0,05 | 0,3 | 0,05 | остальное | 48-00 | 520 | 200 |
| 2 | 15 | 0,2 | 0,05 | 0,4 | 0,1 | остальное | 24-30 | 550 | 200 |
| 3 | 15 | 0,3 | 0,05 | 0,5 | 0,1 | остальное | 20-00 | 610 | 210 |
| 4 | 15 | 0,3 | 0,1 | 0,5 | 0,5 | остальное | 12-00 | 580 | 215 |
| 5 | 20 | 0,1 | 0,05 | 0,3 | 0,05 | остальное | 60-00 | 530 | 220 |
| 6 | 20 | 0,2 | 0,05 | 0,4 | 0,1 | остальное | 36-00 | 575 | 220 |
| 7 | 20 | 0,3 | 0,05 | 0,5 | 0,1 | остальное | 24-00 | 630 | 225 |
| 8 | 20 | 0,3 | 0,1 | 0,5 | 0,5 | остальное | 6-30 | 607 | 230 |
| Состав по наиболее близкому аналогу | |||||||||
| № опыта | Содержание состава, масс ч. | ||||||||
| Гидролизованный полиакрилонитрил | Ацетат хрома | Сульфат аммония | Вода | Время гелеобра зования, ч-мин | Статическое напряжение сдвига, Па | Термическое стабилность, °C | |||
| 1 | 7 | 0,65 | 1,0 | 100 | 12-10 | 321,5 | 140 | ||
| 2 | 8 | 1 | 1,5 | 100 | 6-30 | 447,5 | 150 |
Таблица 2
| Образцы | Соленость воды (РРт) | поглощающая способность через 1 день | поглощающая способность через 5 день | поглощающая способность через 7 день | поглощающая способность через 10 день |
| 3 | 5000 | 0.04 | 0.11 | 0.14 | 0.14 |
| 3 | 30000 | 0.13 | 0.28 | 0.31 | 0.32 |
| 7 | 5000 | 0.06 | 0.13 | 0.15 | 0.15 |
| 7 | 30000 | 0.16 | 0.36 | 0.40 | 0.40 |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (1)
- Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимер, сшиватель и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит полиэтиленгликоль и поливинилпирролидон, в качестве сшивателя Ν,Ν'-метиленбисакриламид и дополнительно акриловую кислоту и пероксодисульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:полиэтиленгликоль - 15-20;поливинилпирролидон - 0,1-0,3;пероксодисульфат аммония - 0,05-0,1;акриловая кислота - 0,3-0,5;Ν,Ν'-метиленбисакриламид - 0,05-0,5;вода - остальное.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202000289A EA039560B1 (ru) | 2020-05-20 | 2020-05-20 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202000289A EA039560B1 (ru) | 2020-05-20 | 2020-05-20 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202000289A1 EA202000289A1 (ru) | 2021-11-30 |
| EA039560B1 true EA039560B1 (ru) | 2022-02-10 |
Family
ID=78750217
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202000289A EA039560B1 (ru) | 2020-05-20 | 2020-05-20 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA039560B1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116536036A (zh) * | 2023-05-09 | 2023-08-04 | 胜利油田华滨化工有限责任公司 | 一种纳米微球堵水剂的研制方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2662429A1 (en) * | 2011-01-06 | 2013-11-13 | Sekisui Plastics Co., Ltd. | Composition for adhesive hydrogel and use thereof |
| CN106279494A (zh) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 万华化学集团股份有限公司 | 一种高吸液速率的丙烯酸吸水树脂及其制备方法和用途 |
| WO2017015127A1 (en) * | 2015-07-17 | 2017-01-26 | Hercules Incorporated | High temperature and high pressure cement retarder composition and use thereof |
| WO2017015185A1 (en) * | 2015-07-17 | 2017-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature and high pressure cement retarder composition and use thereof |
| CN107556500A (zh) * | 2017-08-08 | 2018-01-09 | 浙江卫星新材料科技有限公司 | 一种抑菌除臭高吸水性树脂的制备方法及其应用 |
| EA201990471A1 (ru) * | 2016-08-23 | 2019-07-31 | Эни С.П.А. | Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта |
-
2020
- 2020-05-20 EA EA202000289A patent/EA039560B1/ru unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2662429A1 (en) * | 2011-01-06 | 2013-11-13 | Sekisui Plastics Co., Ltd. | Composition for adhesive hydrogel and use thereof |
| CN106279494A (zh) * | 2015-05-12 | 2017-01-04 | 万华化学集团股份有限公司 | 一种高吸液速率的丙烯酸吸水树脂及其制备方法和用途 |
| WO2017015127A1 (en) * | 2015-07-17 | 2017-01-26 | Hercules Incorporated | High temperature and high pressure cement retarder composition and use thereof |
| WO2017015185A1 (en) * | 2015-07-17 | 2017-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | High temperature and high pressure cement retarder composition and use thereof |
| EA201990471A1 (ru) * | 2016-08-23 | 2019-07-31 | Эни С.П.А. | Способ ингибирования проникновения воды в скважину для добычи нефти из подземного пласта |
| CN107556500A (zh) * | 2017-08-08 | 2018-01-09 | 浙江卫星新材料科技有限公司 | 一种抑菌除臭高吸水性树脂的制备方法及其应用 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202000289A1 (ru) | 2021-11-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9758713B1 (en) | Well cementing | |
| JPH04227677A (ja) | 水溶性重合体懸濁物 | |
| Moayedi et al. | Stabilization of organic soil using sodium silicate system grout | |
| BR102019027694A2 (pt) | método para preparar um hidrogel, hidrogeis e composições de vedação | |
| EA039560B1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину | |
| SU1654554A1 (ru) | Состав дл повышени нефтеотдачи | |
| McBain et al. | On the nature of the influence of humidity changes upon the composition of building materials | |
| CN105111368B (zh) | 一种热增稠耐高温高盐液流转向剂及其制备方法 | |
| RU2015305C1 (ru) | Состав для селективной изоляции пластовых вод | |
| RU2656296C1 (ru) | Способ получения товарной формы щелочных стоков производства капролактама для применения в нефтедобывающей промышленности и способ получения на ее основе состава для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока | |
| EA046438B1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину | |
| Morcellet et al. | Preferential and absolute adsorption on poly (l-glutamic acid) in water—dioxane mixtures | |
| RU2775214C2 (ru) | Катионный ингибирующий буровой раствор | |
| RU2131971C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2270229C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи | |
| RU2743157C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи | |
| RU2754844C1 (ru) | Акриловый полимер на водной основе для цементной композиции и способ его получения | |
| RU2752461C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотных обработок коллекторов | |
| RU2806757C1 (ru) | Состав для предотвращения проявлений высокоминерализованных флюидов в скважине | |
| Moazzami et al. | Investigation of solvent type on dissolution strength of gypsum foundations (Case study of Marash Dam). | |
| RU2188314C1 (ru) | Гелеобразующий состав | |
| Bokern | Concrete tests for ASR assessment: effects of testing environment on preconditions for an ASR and transferability of test results | |
| SU1571219A1 (ru) | Состав дл временной изол ции высокопроницаемых интервалов продуктивных пластов | |
| SU535259A1 (ru) | Композици дл пропитки пористых строительных материалов | |
| RU2094606C1 (ru) | Состав для изоляции высокопроницаемых интервалов пласта |