RU2060358C1 - Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов - Google Patents

Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов Download PDF

Info

Publication number
RU2060358C1
RU2060358C1 RU9393004590A RU93004590A RU2060358C1 RU 2060358 C1 RU2060358 C1 RU 2060358C1 RU 9393004590 A RU9393004590 A RU 9393004590A RU 93004590 A RU93004590 A RU 93004590A RU 2060358 C1 RU2060358 C1 RU 2060358C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
structural units
formula
copolymer
water
oil
Prior art date
Application number
RU9393004590A
Other languages
English (en)
Other versions
RU93004590A (ru
Inventor
Пуш Гюнтер
Ранжбар Мохаммед
Original Assignee
Хест АГ
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 Хест АГ filed Critical Хест АГ
Publication of RU93004590A publication Critical patent/RU93004590A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2060358C1 publication Critical patent/RU2060358C1/ru

Links

Images

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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • C09K8/5753—Macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • 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

Abstract

Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере одну часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через (пересекает) месторождение, причем, исходя от скважины в часть месторождения, в которой хотят снизить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера и затем скважину вводят в действие для получения нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный сополимер частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход месторождения снижается. Способ отличается тем, что водный раствор содержит сополимер на основе акриламидалкиленсульфоната, винилацетамида и в случае необходимости других мономеров. 7 з. п. ф-лы, 4 ил.

Description

Изобретение относится к способу снижения или полного прекращения притоков воды в случае подземной формации, которая содержит углеводороды, в процессе бурения. С помощью этого способа осуществляется преграждение от воды, без уменьшения поэтому пропускания нефти и/или газообразных углеводородов в буровую скважину.
Часто вода находится в виде солевого раствора в той же самой формации, что и нефть или газ. Добыча нефти или газообразных углеводородов, следовательно, влечет за собой получение воды в таком количестве, что оно создает значительные проблемы, оно вызывает прямо или косвенно отложение солей по соседству с буровой скважиной или в самой скважине; оно значительно увеличивает коррозию всех металлических деталей под землей или на поверхности; оно без нужды увеличивает количества выкачиваемых, переводимых и складируемых жидкостей и оно образует с нефтью эмульсии, которые трудно разбиваются на поверхности и которые под землей, в пустотах формации образуют блокировки.
Согласно уровню техники, предложены и применяются многочисленные способы, которые предназначены для того, чтобы снизить приток воды в буровые скважины для добычи нефти или газообразных углеводородов. Они часто состоят в том, что в формацию между водой и скважиной, или между водой и нефтью, или газообразными углеводородами вводят непроницаемую перегородку. Обычно вносимые средства блокируют почти столько нефти или газообразных углеводородов, сколько и воды. Составными частями этого заграждения могут быть: цемент, смолы, суспензии твердых частиц, парафины или водорастворимые полимеры, которые за счет введения так называемых средств сшивки (cross-linker) в месторождение сшиваются.
В настоящее время применяют полимеры, которые вносятся в пористую среду в растворе, адсорбируются на поверхности твердого вещества и проникают в поровое пространство, так что они пригодны для того, чтобы снижать приток воды за счет трения. В противоположность этому неводные флюиды, как нефть или прежде всего газообразные углеводороды, проходят через адсорбированные макромолекулы, которые теперь занимают ничтожно малый объем на станке (перегородке) и таким образом полностью освобождают проход.
Известно применение гидролизованных полиакриламидов [1] Однако этот тип полимеров в основном эффективен по отношению к воде с незначительным содержанием солей. При более высоких температурах эти полимеры в присутствии многовалентных ионов склонны к образованию осадков, которые могут засорять поры формаций горных пород.
Известно применение полисахаридов [2] Эти соединения, которые плохо нагнетаются в поровое пространство, правда, вызывают замедление или уменьшение притока воды, однако позволяют осуществлять только неполную разработку имеющихся месторождений, соответственно, при более высоких температурах их действие ухудшается.
Известно применение негидролизованных акриламидных полимеров или сополимеров [3] которые гидролизуются за счет дополнительного введения водно-основного раствора. Этот способ обладает недостатками в отношении дополнительных рабочих затрат на введение другого раствора, а также за счет проблем достигаемости нагнетаемого полимерного раствора благодаря прибавлению основного раствора и в отношении повышенной подверженности коррозии используемых инструментов. К тому же эффективность полимерного раствора достигается только при происшедшем взаимодействии с водно-основным раствором, причем степень эффективности определяется степенью превращения.
Задачей изобретения являлась разработка способа снижения притока воды в эксплуатационные скважины, без снижения добычи нефти или газообразных углеводородов.
Неожиданно оказалось, что водорастворимые сополимеры на основе акриламидоалкиленсульфокислоты, винилацетамида и в случае необходимости других мономеров отличаются высокой адсорбцией на горных породах месторождений, обладают эластичным поведением при растяжении сжатии, обладают особой стабильностью по отношению к солям в пластовых водах месторождений и могут использоваться в широком температурном интервале, в особенности при более высоких температурах.
Предлагаемый согласно изобретению способ не нужно путать со способом для третичной добычи нефти, согласно которому полимерный раствор, который в общем имеет слабую концентрацию (некоторые 100 ррт), вводят в одну или несколько нагнетательных скважин, а именно с помощью достаточного давления, чтобы раствор проникал в формацию и заменял часть нефти этой формации, которая затем добывается с помощью другого ряда эксплуатационных скважин. Вводимые количества порядка величины объема формации. Хорошо известно, что содержащая полимер вода для этого способа добычи намного эффективнее, так как она более вязкая, чем пластовая вода месторождения.
Предлагаемый в изобретении способ, далее, не нужно путать со способом, который состоит в том, что к буровым растворам (жидкостям) добавляют полимер. Эти жидкости (растворы) имеют целью смазывать буровой агрегат, позволять вынос обломков горных пород, оказывать противодавление, которое в заметной степени равно давлению формации под землей, и вызывать давление на стенках скважины. Они циркулируют в замкнутом цикле между почвой и поверхностью, где они фильтруются и их состав дополнительно регулируется. Используемые количества незначительны, а именно порядка величины объема скважины.
Предлагаемый в изобретении способ, целью которого является снижение притока воды в скважину во время эксплуатации, состоит в том, что в месторождение исходя от этой скважины закачивают количество полимерного раствора.
Предметом изобретения является способ снижения или полного прекращения притока воды из месторождения в по крайней мере часть скважины для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, которая проходит через месторождение, причем исходя от этой скважины в часть месторождения, в которой хотят уменьшить или прекратить приток воды, вводят водный раствор сополимера, и затем скважину вводят в эксплуатацию для добычи нефти и/или газообразных углеводородов, причем флюиды, которые имеются в месторождении, вступают в контакт с указанной, содержащей адсорбированный полимер, частью месторождения и нефть и/или газообразные углеводороды проходят эту часть месторождения и попадают в скважину, в то время как проход для воды месторождения уменьшается, отличающийся тем, что водный раствор содержит сополимер, который содержит 5-90 мас. структурных единиц формулы (I):
-CHR1-
Figure 00000001
(I)
где R1 означает водород или метил;
R2 означает С2-С10 алкилен, предпочтительно С2-С6 алкилен, особенно предпочтительно С4 алкилен, и
Ме обозначает аммоний или ион щелочного металла;
5-95 мас. структуры единиц формулы (II):
Figure 00000002
(II) где R3 и R4, независимо друг от друга, обозначают водород, метил или этил, или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка: -N-C(O)- образует пирролидиновый остаток;
0,5-90 мас. структурных единиц формулы (III):
-CH=CH-CH2-
Figure 00000003
R5R6-CH2-CH=CH-
Figure 00000004
(III) где Х обозначает галоген, предпочтительно хлорид;
R5 и R6, независимо друг от друга, обозначают С1-С6 алкил, предпочтительно С1-С3 алкил, в особенности метил или этил и 5,0-90 мас. структурных единиц формулы -CHR7-CHR8, (IV) где R7 обозначает водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2; циано SO3H, SO3Me; C6H4SO3H; C6H4SO3Me; CH2SO3H;
CH2SO3Me; COOH; COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R обозначает С1-С15-алкил, предпочтительно С1-С8- алкил.
Предпочтительные водорастворимые сополимеры состоят из 40-90 мас. структурных единиц формулы (I); 10-60 мас. структурных единиц формулы (II) и 0,5-40 мас. структурных единиц формулы (III).
Пригодные сополимеры содержат мономеры: 2 акриламидо-2-метил-пропансульфокислоту (АМПС), диаллилдиметиламмоний- хлорид (ДАДМАХ), N-винил-N-метилацетамид (ВМА), N-винилпирролидон (ВиПи), акриламид (АМ), винилацетамид (ВА) и винилформамид (ВФ).
Примерами являются сополимеры с 40-70 мас. 2-акриламидо-2-метил-пропансульфокислоты, 10-30 мас. винилацетамида и 0-60 мас акриламида или 5-60 мас. 2-акриламидо-2-метил-пропансульфокислоты или винилсульфокислоты, 2-20 мас. винилацетамида и 45-90 мас. акриламида.
Молекулярные массы используемых сополимеров составляют от 50 000 до 20 x x106. Молекулярные массы для сополимеров с более низким молекулярным весом находятся в области от 50 000 до 3 . 106, предпочтительно 200 000 1 . 106. Сополимеры с более высокой молекулярной массой имеют молекулярные массы в области более, чем 3 .106 20 . 106.
В случае горных пород с незначительной проницаемостью предпочтительно использование сополимеров с более незначительной молекулярной массой. Такого рода сополимеры могут легко нагнетаться и проникать, по сравнению с сополимерами с более высокой молекулярной массой и одинаковой вязкостью, глубже в горную породу с маленьким диаметром пор, без необходимости слишком высоких давлений.
Концентрация водного полимерного раствора может выбираться в широких пределах и предпочтительно составляет 100-20000 ррт мас.ч. Количество сополимера, которое вводят в эксплуатационную зону вокруг скважины, зависит от местных условий. В большинстве случаев оно составляет 50-5000 кг и предпочтительно 200-1000 кг на вертикальный метр обрабатываемой зоны. В качестве другой составной части полимерный раствор может содержать одну или несколько солей щелочных или щелочноземельных металлов, в особенности NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2, Na2SO4, K2SO4 и/или NaNO3 и, вообще хлориды, сульфаты, или нитраты металлов, как, например, натрия, калия, кальция или магния. Предпочитают растворы, которые содержат по крайней мере большей частью хлорид натрия. Соли щелочноземельных металлов менее желательны, особенно в больших количествах, так как они могут давать нежелательные осадки, например, когда среда содержит карбонаты или имеет рН-значение, равное или выше, чем 9.
Точно так же целесообразно избегать наличия существенных количеств других ионов металлов, чем щелочные или щелочноземельные металлы, так как такие ионы могут сшиваться с известными полимерами; причем эта сшивка может приводить к полному тампонированию обработанной зоны.
Концентрация солей солесодержащего полимерного раствора может выбираться в широких пределах. Она зависит от природы и концентрации соли в воде месторождения и также от природы соли, которая имеется в полимерном растворе, так что невозможно указать общую область применяемых величин. Простой предварительный опыт позволяет определить лучшую концентрацию соли. В качестве общего правила имеет значение то, что соли щелочных металлов должны применяться в более сильной концентрации, чем соли щелочноземельных металлов. Относительно высокие концентрации в общем особенно благоприятны, например, для случая хлорида натрия по крайней мере 20 г/л и предпочтительно по крайней мере 75 г/л воды, в особенности 100-200 г/л. Хлорид кальция обычно применяют в концентрации по крайней мере 5 г/л, предпочтительно 10-20 г/л. Нет никакого верхнего предела, кроме тех, которые препятствовали бы растворению полимера. Вообще, для заданной соли вязкость полимерного раствора падает, когда концентрация этой соли растет. Когда вода месторождения содержит большей частью хлорид натрия, то, следовательно, предпочтительно, согласно настоящему способу, можно применять полимерный раствор, содержание солей в котором по хлориду натрия выше, чем соленость воды месторождения.
Повышенное содержание соли в общем повышает абсорбцию растворенного полимера. Это улучшение абсорбции достигается прежде всего за счет добавки солей щелочноземельных металлов.
Эффективность способа может повышаться, если, например, сополимер растворяют в присутствии формалина и кислорода, или во время введения осуществляют механический сдвиг внутри раствора за счет скорости.
На полимерный раствор оказывают давление, которое выше, чем давление, которое оказывается флюидами, как пластовая вода, нефть и газообразные углеводороды в месторождении, которое выбирается для способа обработки (пластовое давление). Это позволяет раствору проникать в месторождение вплоть до заметных удалений от скважины, предпочтительно по крайней мере на 20 м ниже вышеуказанных соотношений.
Водорастворимые сополимеры предпочтительно используются для снижения или полного прекращения притока воды в скважины в песчаниках карбонатных породах или силикатах.
Благодаря модификации используемых сополимеров можно приспособить абсорбционную способность полимера к имеющемуся типу породы. Благодаря так называемой анионной модификации используемых полимеров можно улучшить абсорбцию карбонатсодержащих пород. Анионная модификация обычно достигается за счет повышенной доли структурных звеньев формулы I и в особенности формулы III в полимерах.
Благодаря так называемой катионной модификации используемых полимеров можно улучшить абсорбцию силикатсодержащих пород. Катионная модификация обычно достигается за счет повышенной доли структурных звеньев формулы IV в полимерах.
Повышенная доля составляет величину выше 40 мас. предпочтительно 50-80 мас. структурных звеньев формул II; III и IV.
Предпочтительное введение водорастворимых сополимеров показало также в отношении высокой эффективности сополимеров вследствие эластичного поведения при растяжении сжатии непосредственно в адсорбированном состоянии, отличную стабильность относительно к солям в пластовой воде и в широком температурном интервале, в особенности при повышенных температурах.
Нижеприведенные исследования подтверждают эффективность водорастворимых сополимеров на сопротивление течению соленой воды и газа в пористой среде. В случае применяемого газа речь идет об азоте, который служит в качестве замены для природного газа. В качестве пористых сред применяют Vogesen песчаник с проницаемостью К 58 (53 . 10-15 м2) и oberkirchner песчаник с проницаемостью К= 5,4 (5,4 . 10-15 м2). В качестве пластовой воды и одновременно в качестве растворителя для сополимеров служит водный раствор с содержанием солей 97,5 г NaCl и 2,5 г CaCl2 на 100 г воды. В качестве сополимеров используют ® Hostamer.
Исследования делятся на следующие частичные стадии.
Измерение проницаемости для азота безводного породного керна, К1.
Насыщение пористой среды с помощью пластовой воды (поровая вода) определение градиента давления Δ Р1/е для потока воды с постоянной скоростью q1;
Насыщение пористой среды с помощью водного раствора сополимера: вытеснение избыточного раствора сополимера пластовой водой происходит вплоть до равновесия между этой поровой водой и адсорбированным сополимером. Измерение градиента давления Δ Р2/е для воды при скорости потока q1 в присутствии адсорбированного полимера.
Вытеснение воды азотом и измерение проницаемости для азота в присутствии адсорбированного полимера К2.
Вслед за этими подготовительными рабочими процессами, которые доступны специалисту в осуществлении и вследствие этого их не нужно подробнее пояснять, проводят определение остаточного гидравлического сопротивления для "пластовой воды" и азота. R RFw Δ P2/Δ P1 RRFE K1/K2, где К проницаемость породы, в зависимости от размера пор
(Darcy) 1 μ м2 1 Darcy;
RRF остаточный фактор сопротивления;
RRFw фактор сопротивления пластовой воды месторождения;
RRFG фактор сопротивления газа (азот);
l длина породного керна, м;
Р падение давления в керне, (Па);
q скорость потока воды, м3 . с-1.
На фиг. 1 и 2 представлены адсорбированное действие
Figure 00000005
Hostamer и перемешивающийся поэтому остаточный фактор сопротивления для воды и азота в Vogesen-песчаснике (фиг. 1) и Oberkirchner песчанике (фиг. 2). В то же время как RRF-значение для газа вплоть до концентрации полимера 750 мг/л поддерживается примерно постоянным, оно для воды повышается до 6-кратного значения (фиг. 1). Фиг. 2 показывает окончательные результаты в Oberkirchner-песчанике. По сравнению с Vogesen песчаником снижается критическая концентрация полимера с 750 до 250 мг/л, что сводится к незначительной проницаемости песчаника.
На фиг. 3 и 4 представлены результаты, полученные для R Hostadri ll в Vogesen и Oberkirchner-песчанике. Для достижения такого же адсорбционного действия требуется более высокая концентрация полимера.
Предлагаемый способ осуществлялся с успехом в полевом испытании на эксплуатационной скважине месторождения природного газа в северной Германии. Нагнетание осуществляли в газовую скважину (температура 130оС, соленость 300 г пластовых солей/л воды, средняя проницаемость 10 м Darcy). Использовали 200 м3
Figure 00000006
Hostamer 3213 (концентрация полимера 1 г/л), содержание солей в полимерном растворе составляло 180 г NaCl/л воды. Полимерный раствор нагнетали с постоянной скоростью нагнетания под давлением месторождения. Благодаря использованию предлагаемого раствора сополимера смогли повысить стационарную добычу газа до 100 000 м3/день; добыча воды (конденсационной воды) составила 1 м3/день.

Claims (8)

1. Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов, включающий закачку водного раствора сополимера с последующим введением скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимер, содержащий 5,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I
Figure 00000007

где R1 водород или метил;
R2 С2 С1 0-алкилен;
Ме аммоний или ион щелочного металла, 5,0 95,0 мас. структурных единиц формулы II
Figure 00000008

где R3 и R4 независимо друг от друга, водород, метил или этил или R3 и R4 вместе обозначают пропиленовую группу, которая при включении остатка N C(O)- образует пирролидоновый остаток, 0,5 90,0 мас. структурных единиц формулы III
CH CH CH2 N+ R5 R6 CH2 CH CH X-
где Х галоген;
R5 и R6 независимо друг от друга, С1 - С6-алкил, 5,0 90,0 мас. структурных единиц формулы IV
CHR7 CNR8
где R7 водород или метил;
R8 CONH2 CON(CH3)2, циано, SO3H, SO3Me, C6H4SO3H, C6H4SO3 Me, CH2SO3H, CH2SO3Me, COOH, COOMe или сложноэфирную группу COOR, причем R С1 С1 5-алкил, причем мол.м. используемых сополимеров составляет от 50000 до 20 • 106.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве R2 используют С2 С6-алкилен, в качестве R5 и R6 используют С1 С3-алкил, а в качестве R С1 С8-алкил.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие 40,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I, 10,0 - 60,0 мас. структурных единиц формулы II.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
40,0 90,0 мас. структурных единиц формулы I;
10,0 60,0 мас. структурных единиц формулы II и
0,5 40,0 мас. структурных единиц формулы III.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
40,0 70,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты;
1,0 30,0 мас. винилацетамида и
0,5 60 мас. алкиламида.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сополимера используют сополимеры, содержащие
5,0 60,0 мас. 2-акриламидо-2-метилпропансульфокислоты или винилсульфокислоты;
2,0 20,0 мас. винилацетамида и
4,0 90,0 мас. акрилоамида.
7. Способ по пп. 1 6, отличающийся тем, что сополимеры используют с концентрацией 100 20000 ррт в мас.ч.
8. Способ по пп. 1 7, отличающийся тем, что водный раствор сополимера используют с более высоким содержанием солей, чем пластовая вода.
RU9393004590A 1992-04-10 1993-04-09 Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов RU2060358C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DEP4212210.4 1992-04-10
DE4212210 1992-04-10

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU93004590A RU93004590A (ru) 1996-03-10
RU2060358C1 true RU2060358C1 (ru) 1996-05-20

Family

ID=6456628

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU9393004590A RU2060358C1 (ru) 1992-04-10 1993-04-09 Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5379841A (ru)
EP (1) EP0577931B1 (ru)
BR (1) BR9301516A (ru)
DE (1) DE59308707D1 (ru)
DK (1) DK0577931T3 (ru)
MX (1) MX9302045A (ru)
NO (1) NO303147B1 (ru)
RU (1) RU2060358C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2478681C2 (ru) * 2006-11-17 2013-04-10 Акцо Нобель Н.В. Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0952749A (ja) * 1995-08-08 1997-02-25 Showa Denko Kk 高流動コンクリート用混和剤及びそれが添加されたコンクリート材
US5701956A (en) * 1996-04-17 1997-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing water production from subterranean formations
US6169058B1 (en) 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US6228812B1 (en) 1998-12-10 2001-05-08 Bj Services Company Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability
US6423802B1 (en) 1999-05-21 2002-07-23 Cabot Corporation Water soluble copolymers and polymer compositions comprising same and use thereof
AU779992B2 (en) * 1999-05-21 2005-02-24 Cabot Corporation Polymer compositions
DE19926355A1 (de) 1999-06-10 2000-12-14 Clariant Gmbh Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas
BR9904294B1 (pt) 1999-09-22 2012-12-11 processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolìferas.
EP1112982A1 (en) * 1999-12-27 2001-07-04 Showa Denko Kabushiki Kaisha Cement admixture and cement composition
US6465397B1 (en) 2000-02-11 2002-10-15 Clariant Finance (Bvi) Limited Synthetic crosslinked copolymer solutions and direct injection to subterranean oil and gas formations
US6476169B1 (en) * 2000-09-28 2002-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing subterranean formation water permeability
DE10059828A1 (de) * 2000-12-01 2002-06-13 Clariant Gmbh Kammförmige Copolymere auf Basis von Acryloyldimethyltaurinsäure
DE10059833A1 (de) * 2000-12-01 2002-06-13 Clariant Gmbh Fluormodifizierte Kammpolymere auf Basis von Acryloyldimethylaurinsäure
ITMI20011113A1 (it) * 2001-05-25 2002-11-25 Eni Spa Procedimento per diminuire la produzione di acqua nei pozzi petroliferi
DE10150190A1 (de) 2001-10-12 2003-04-17 Tr Oil Services Aberdeen Verfahren zur Verringerung oder zur vollständigen Einstellung von Wasserzuflüssen bei einer unterirdischen Formation, und vernetzbare Copolymere zu dessen Durchführung
US7091159B2 (en) * 2002-09-06 2006-08-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays
US7741251B2 (en) * 2002-09-06 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales
US7220708B2 (en) * 2003-02-27 2007-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid component
US20040177957A1 (en) * 2003-03-10 2004-09-16 Kalfayan Leonard J. Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same
US8251141B2 (en) * 2003-05-16 2012-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US20040229756A1 (en) * 2003-05-16 2004-11-18 Eoff Larry S. Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation
US8962535B2 (en) 2003-05-16 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments
US7182136B2 (en) 2003-07-02 2007-02-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation
US8631869B2 (en) * 2003-05-16 2014-01-21 Leopoldo Sierra Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US8091638B2 (en) * 2003-05-16 2012-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US7117942B2 (en) * 2004-06-29 2006-10-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations
US8181703B2 (en) 2003-05-16 2012-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations
US8278250B2 (en) * 2003-05-16 2012-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations
US7759292B2 (en) * 2003-05-16 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation
US7563750B2 (en) * 2004-01-24 2009-07-21 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations
US7159656B2 (en) * 2004-02-18 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections
US7207387B2 (en) * 2004-04-15 2007-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores
US7114568B2 (en) * 2004-04-15 2006-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid
BR122015013834B1 (pt) * 2004-06-17 2016-12-27 Statoil Petroleum As método de vedar ou tamponar uma formação subterrânea rica em água
WO2005124100A1 (en) * 2004-06-17 2005-12-29 Statoil Asa Well treatment
US7216707B2 (en) * 2004-06-21 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions
DE102004035515A1 (de) * 2004-07-22 2006-02-16 Clariant Gmbh Thermostabiles, wasserlösliches, bei hohen Temperaturen vernetzbares Polymer
US20060065396A1 (en) * 2004-08-13 2006-03-30 Dawson Jeffrey C Compositions containing water control treatments and formation damage control additives, and methods for their use
US7398825B2 (en) * 2004-12-03 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling sand and water production in subterranean zones
MX2007013262A (es) * 2005-04-26 2008-01-21 Statoil Asa Metodo de construccion y tratamiento de pozos.
US20080110624A1 (en) * 2005-07-15 2008-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells
US20070039732A1 (en) * 2005-08-18 2007-02-22 Bj Services Company Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flood intervention
US7441598B2 (en) * 2005-11-22 2008-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations
US20070114032A1 (en) * 2005-11-22 2007-05-24 Stegent Neil A Methods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations
US7687438B2 (en) * 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) * 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678742B2 (en) * 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7730950B2 (en) 2007-01-19 2010-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability
US7934557B2 (en) * 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
GB2450502B (en) * 2007-06-26 2012-03-07 Statoil Asa Microbial enhanced oil recovery
US9458370B2 (en) * 2007-10-03 2016-10-04 Baker Hughes Incorporated Methods for pre-emptively controlling undesirable water production from an oil or gas well
US7552771B2 (en) * 2007-11-14 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment
US20090253594A1 (en) * 2008-04-04 2009-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for placement of sealant in subterranean intervals
US7998910B2 (en) * 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US8420576B2 (en) * 2009-08-10 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods
US20170029692A1 (en) * 2014-01-30 2017-02-02 Tougas Oilfield Solutions Gmbh Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt
US10399902B2 (en) 2014-02-28 2019-09-03 Tougas Oilfield Solutions Gmbh Method to reduce the water loss in slurries or solutions used in oil field and gas field operations
WO2016053329A1 (en) * 2014-10-01 2016-04-07 Halliburton Energy Services, Inc. Synthetic crosslinked polymer additive for use in subterranean treatment fluids

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3820603A (en) * 1972-11-06 1974-06-28 Ici America Inc Altering relative permeability in production wells
NL7403616A (ru) * 1973-04-05 1974-10-08
US3826311A (en) * 1973-06-13 1974-07-30 Calgon Corp Producing well treatment
DE2931897A1 (de) * 1979-08-06 1981-02-26 Cassella Ag Wasserloesliches copolymerisat und seine herstellung
DE3027422A1 (de) * 1980-07-19 1982-02-25 Cassella Ag, 6000 Frankfurt Hochmolekulare wasserloesliche copolymerisate, ihre herstellung und verwendung
US4455240A (en) * 1981-12-15 1984-06-19 Calgon Corporation Ampholytic polymers for use as filtration control aids in drilling muds
US4533708A (en) * 1981-12-15 1985-08-06 Calgon Corporation Polyampholyte polymer
US4460477A (en) * 1982-08-25 1984-07-17 Calgon Corporation Use of a carboxylic functional polyampholyte to inhibit the precipitation and deposit of scale in aqueous systems
US4484631A (en) * 1982-08-25 1984-11-27 Calgon Corporation Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery
CA1209009A (en) * 1981-12-15 1986-08-05 Christine A. Costello Polyampholytes and their use
US4510059A (en) * 1982-08-25 1985-04-09 Calgon Corporation Carboxylic functional polyampholytes as silica polymerization retardants and dispersants
US4951921A (en) * 1983-01-28 1990-08-28 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
FR2611803B1 (fr) * 1987-03-06 1989-07-07 Inst Francais Du Petrole Procede pour la reduction selective des venues d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
1. Патент США N А-4095651, кл. E 21B 33/138, опубл. 1978. 2. Патент США N А-4718491, кл. E 21B 33/138, опубл. 1988. 3. Патент США N А-4842071, кл. E 21B 33/138, опубл. 1989. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2478681C2 (ru) * 2006-11-17 2013-04-10 Акцо Нобель Н.В. Сухая цементная смесь для цементирования буровых скважин

Also Published As

Publication number Publication date
US5379841A (en) 1995-01-10
EP0577931A1 (de) 1994-01-12
NO931335D0 (no) 1993-04-07
MX9302045A (es) 1994-07-29
NO931335L (no) 1993-10-11
BR9301516A (pt) 1993-11-30
DK0577931T3 (da) 1999-02-01
DE59308707D1 (de) 1998-07-30
NO303147B1 (no) 1998-06-02
EP0577931B1 (de) 1998-06-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2060358C1 (ru) Способ снижения или полного прекращения притока воды в эксплуатационную скважину при добыче нефти и/или газообразных углеводородов
US3981363A (en) Partially crosslinked polymer used in correcting subterranean formation permeability
EP0115836B1 (en) Polymeres useful in the recovery and processing of natural resources
AU2007222983B2 (en) Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof
US4915170A (en) Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control
US8985212B1 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
WO1999049183A1 (en) Hydrophobically modified polymers for water control
US3949811A (en) Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
US4120361A (en) Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines
US4714113A (en) Alkaline water flooding with a precipitation inhibitor for enhanced oil recovery
GB2417044A (en) Compositions containing water control treatments and formation damage control additives and methods for their use
EP2195400A2 (en) Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment
WO2006106287A1 (en) Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments
US10858574B2 (en) Method of increasing scale inhibitor retention
US11248167B2 (en) Acid diversion in naturally fractured formations
US9644136B2 (en) Low pH crosslinking of polymers
US8980800B2 (en) Methods for reducing fluid loss of a viscoelastic surfactant gel into a subterranean formation
US4630678A (en) In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs
US4718491A (en) Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well
WO2008020220A1 (en) Well treatment
MX2011002754A (es) Composiciones y metodos para impedir el deposito de asfaltenos.
WO2019177594A1 (en) Multifunctional friction reducers
CA2614868C (en) Scale inhibiting well treatment
US5888943A (en) Drilling compositions and methods
US11118101B2 (en) Multiphase polymer suspension and use thereof