RU2071558C1 - Compound for limitation of stratum water inflow - Google Patents
Compound for limitation of stratum water inflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2071558C1 RU2071558C1 RU95101531A RU95101531A RU2071558C1 RU 2071558 C1 RU2071558 C1 RU 2071558C1 RU 95101531 A RU95101531 A RU 95101531A RU 95101531 A RU95101531 A RU 95101531A RU 2071558 C1 RU2071558 C1 RU 2071558C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- soluble
- compound
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод и увеличения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry and can be used to limit the influx of formation water and increase oil recovery in the development of oil fields.
Известен состав для ограничения притока пластовых вод, включающий фосфат натрия и воду при содержании соли 0,1-1,0 мас. [1] В пластовых условиях при контакте фосфата натрия с минерализованной водой образуется кристаллический осадок ортофосфата кальция и магния, который повышает фильтрационное сопротивление в водопромытых интервалах. Недостатком состава является низкая эффективность на пластах с высокой неоднородностью и необходимость использования больших объемов рабочего раствора. A known composition for limiting the influx of formation water, including sodium phosphate and water with a salt content of 0.1-1.0 wt. [1] Under reservoir conditions, upon contact of sodium phosphate with mineralized water, a crystalline precipitate of calcium or magnesium orthophosphate is formed, which increases the filtration resistance in water-washed intervals. The disadvantage of the composition is low efficiency in formations with high heterogeneity and the need to use large volumes of working solution.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий фосфат натрия и воду с концентрацией соли 5-15 мас. В пластовых условиях состав образует кристаллический осадок ортофосфата кальция и магния, который закупоривает обводненные каналы в пласте. Недостатком состава является высокая подвижность образующегося осадка, что снижает продолжительность его действия на обработанный интервал пласта. Кроме того, объем осадка имеет ограниченную мощность по фронту распространения состава, что не исключает прорыва нагнетаемых вод и дальнейшего роста обводненности добываемой продукции. Состав не применим на пластах с повышенной неоднородностью. The closest technical solution, taken as a prototype, is a composition containing sodium phosphate and water with a salt concentration of 5-15 wt. In reservoir conditions, the composition forms a crystalline precipitate of calcium and magnesium orthophosphate, which clogs the flooded channels in the reservoir. The disadvantage of the composition is the high mobility of the formed sediment, which reduces the duration of its effect on the treated interval of the reservoir. In addition, the sediment volume has limited power along the front of the distribution of the composition, which does not exclude the breakthrough of injected water and further increase in water cut of the produced products. The composition is not applicable on formations with increased heterogeneity.
Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав растворимых или диспергируемых в воде кремнийсодержащих соединений или композиций на их основе. В качестве кремнийсодержащих соединений используют силикаты, фторсиликаты и алкилсиликонаты щелочных металлов; эфиры кремниевой кислоты и их композиции, а также эмульсии кремнийорганических полимеров. Наличие в составе кремнийсодержащих соединений обеспечивает протекание ряда процессов: при использовании силикатов, силиконатов и эфиров кремниевой кислоты образование гелеобразных структур или аморфного осадка, а также частичная гидрофобизация породы пласта; а при использовании кремнийорганических полимеров - гидрофобизация породы. В сочетании с реакцией образования нерастворимых фосфатов эти процессы способствуют проявлению синергического эффекта, действию которого подвержен весь объем пласта от места закачки состава до границы его распространения. Механизм этого действия заключается в следующем: компоненты состава находятся в едином объеме и взаимодействуют с одним и тем же вспомогательным реагентом минерализованной водой, т.е. одновременно формируется осадок геля кремниевой кислоты и кристаллический осадок фосфатов различного состава. В пластовых условиях возможно образование ряда малорастворимых и нерастворимых фосфатов кальция, магния и железа: кислых, основных, средних и гидроксокомплексов. The essence of the invention is to increase the effectiveness of the composition by imparting gelling and / or hydrophobizing properties to it, which is achieved by introducing silicon-containing compounds or compositions based on them that are soluble or dispersible in water. Silicon-containing compounds used are silicates, fluorosilicates and alkali metal alkyl silicones; silicic acid esters and their compositions, as well as emulsions of organosilicon polymers. The presence in the composition of silicon-containing compounds provides a number of processes: when using silicates, silicates and silicic acid esters, the formation of gel-like structures or an amorphous precipitate, as well as partial hydrophobization of the formation rock; and when using organosilicon polymers - hydrophobization of the rock. In combination with the reaction of the formation of insoluble phosphates, these processes contribute to the manifestation of a synergistic effect, which affects the entire volume of the reservoir from the injection site to the boundary of its distribution. The mechanism of this action is as follows: the components of the composition are in a single volume and interact with the same auxiliary reagent with saline water, i.e. at the same time, a silica gel precipitate and a crystalline phosphate precipitate of various compositions are formed. In reservoir conditions, the formation of a number of poorly soluble and insoluble phosphates of calcium, magnesium and iron is possible: acidic, basic, medium and hydroxocomplexes.
При использовании гидрофобизаторов образуется только осадок фосфатов, но его выделение замедленно из-за снижения скорости смешения реагентов и ступенчатости процесса, поэтому частицы осадка имеют более крупные размеры и в большей степени воздействуют на водопромытые интервалы пласта. С другой стороны, соединения кремния и фосфаты обладают различными адсорбционными свойствами по отношению к породе, а продукты их взаимодействия с минерализованной водой различной фильтруемостью. Поэтому по мере продвижения состава его компоненты и осадки различной растворимости распределяются по всему объему пласта, охваченному воздействием. При этом скорость протекающих процессов лимитирована содержанием осадкообразующих катионов в минерализованной воде, что способствует равномерному и ступенчатому формированию осадка. По мере его выделения, а также благодаря гидрофобизации породы снижается скорость фильтрации состава в водопромытых интервалах, что препятствует размыванию осадка. When using water repellents, only a phosphate precipitate is formed, but its release is slower due to a decrease in the mixing rate of the reagents and the stepwise process, therefore, the sediment particles are larger and more affect the water-washed intervals of the formation. On the other hand, silicon compounds and phosphates have different adsorption properties with respect to the rock, and the products of their interaction with mineralized water have different filterability. Therefore, as the composition advances, its components and sediments of various solubilities are distributed throughout the entire volume of the formation covered by the impact. At the same time, the speed of the ongoing processes is limited by the content of sediment-forming cations in mineralized water, which contributes to the uniform and stepwise formation of sediment. As it is isolated, as well as due to hydrophobization of the rock, the filtration rate of the composition in water-washed intervals decreases, which prevents the erosion of sediment.
При использовании известного состава осадок фосфатов формируется в объеме пласта на границе состав минерализованная вода, и поэтому основное воздействие на фильтрационные потоки локализовано также в объеме пласта. При этом на участке пласта, находящемся в непосредственной близости от прискважинной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, осадкообразование минимально, и, следовательно, воздействие практически отсутствует. Таким образом, этот участок, в значительной мере влияющий на процесс вытеснения нефти, является незадействованным, что снижает эффективность состава и проводимых мероприятий по ограничению водопритока. When using a known composition, a phosphate precipitate is formed in the reservoir volume at the boundary of the composition of mineralized water, and therefore the main effect on the filtration flows is also localized in the reservoir volume. At the same time, in the area of the reservoir located in close proximity to the near-wellbore zone of the reservoir (PZP) of the injection well, sedimentation is minimal, and, therefore, there is practically no impact. Thus, this section, which significantly affects the process of oil displacement, is unused, which reduces the effectiveness of the composition and measures taken to limit water inflow.
Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения является наличие нового компонента водорастворимого соединения кремния. Salient features of the proposed technical solution is the presence of a new component of a water-soluble silicon compound.
Соединение кремния способствует более равномерному протеканию реакции образования нерастворимых фосфатов и формированию осадка во всем объеме реагирования. Кроме того, в пластовых условиях соединение кремня дает гелеобразный или аморфный осадок, структурированный кристаллами фосфатов, и/или обеспечивает гидрофобизацию породы, что снижает подвижность воды в пропластках, охваченных воздействием состава. Это препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение притока пластовых вод к добывающим скважинам. The silicon compound promotes a more uniform reaction of the formation of insoluble phosphates and the formation of a precipitate in the entire reaction volume. In addition, under reservoir conditions, the flint compound gives a gel-like or amorphous precipitate, structured by phosphate crystals, and / or provides hydrophobization of the rock, which reduces the mobility of water in the interlayers affected by the composition. This prevents further breakthrough of water at irrigated intervals, facilitates the redistribution of filtration flows and, on the whole, provides an effective restriction of formation water inflow to production wells.
Новый состав имеет следующие соотношения компонентов, мас. The new composition has the following ratio of components, wt.
водорастворимый неорганический фосфат 2-20
водорастворимое или диспергируемое в воде соединение кремния 0,05-2
вода остальное
При указанных соотношениях компонентов в пластовых условиях проявляется синергический эффект, обеспечивающий максимальную эффективность состава. Кроме того, введение в состав водорастворимого соединения кремния позволяет расширить интервал концентраций неорганического фосфата, используемого для ограничения притока пластовых вод.water-soluble inorganic phosphate 2-20
water-soluble or water-dispersible silicon compound 0.05-2
water rest
At the indicated ratios of components in reservoir conditions, a synergistic effect is manifested, which ensures the maximum efficiency of the composition. In addition, the introduction of a water-soluble compound of silicon allows you to expand the range of concentrations of inorganic phosphate used to limit the influx of formation water.
Для приготовления нового состава могут быть использованы следующие вещества и товарные формы на их основе. To prepare a new composition, the following substances and commodity forms based on them can be used.
1. Водорастворимые неорганические фосфаты:
натрия метафосфат, ортофосфат, гидроортофосфат и дигидроортофосфат [NaPO3, Na3PO4, Na2HPO4, NaH2PO4]
аммония гидроортофосфат и дигидроортофосфат [(NH4)H2PO4, (NH4)2HPO4]
кальция гидроортофосфат и дигидроортофосфат [CaHPO4, Ca(H2PO4)2]
Могут также быть использованы продукты, содержащие водорастворимые неорганические фосфаты из указанных или их смеси.1. Water-soluble inorganic phosphates:
sodium metaphosphate, orthophosphate, hydroorthophosphate and dihydroorthophosphate [NaPO 3 , Na 3 PO 4 , Na 2 HPO 4 , NaH 2 PO 4 ]
ammonium hydroorthophosphate and dihydroorthophosphate [(NH 4 ) H 2 PO 4 , (NH 4 ) 2 HPO 4 ]
calcium hydroorthophosphate and dihydroorthophosphate [CaHPO 4 , Ca (H 2 PO 4 ) 2 ]
Can also be used products containing water-soluble inorganic phosphates from these or mixtures thereof.
2. Водорастворимые или диспергируемые в воде соединения кремния:
a) неорганические силикаты и фторсиликаты щелочных металлов:
натрия силикат, Na2SiO3;
натрия гексафторсиликат, Na2SiF6;
б) органические: метил-, этилсиликонаты щелочных металлов, эфиры кремниевой кислоты и силиконовые эмульсии:
метил-, этилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11);
этилсиликат (ЭТС-32, ЭТС-40 и т.д.);
силиконовые водные эмульсии товарные марки SE-39, SE-47, SE-50, SE-57, Экстракт-700 и др. производства фирмы "Wacker-Cemie" (Германия).2. Water-soluble or water-dispersible silicon compounds:
a) inorganic silicates and fluorosilicates of alkali metals:
sodium silicate, Na 2 SiO 3 ;
sodium hexafluorosilicate, Na 2 SiF 6 ;
b) organic: methyl, ethyl silicones of alkali metals, esters of silicic acid and silicone emulsions:
sodium methyl, ethylsiliconate (GKZh-10, GKZh-11);
ethyl silicate (ETS-32, ETS-40, etc.);
silicone water emulsions are trademarks SE-39, SE-47, SE-50, SE-57, Extract-700 and others manufactured by Wacker-Cemie (Germany).
В лабораторных условиях состав готовят следующим образом: 7 г фосфата натрия растворяют в 92 мл пресной воды, а затем добавляют 1 г этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 7 мас. фосфата натрия, 1 мас. этилсиликоната натрия и 92 мас. воды. Далее раствор используют в лабораторном опыте N 5 для ограничения притока пластовых вод. Аналогичным образом готовят растворы для других опытов. In laboratory conditions, the composition is prepared as follows: 7 g of sodium phosphate is dissolved in 92 ml of fresh water, and then 1 g of sodium ethylsiliconate (GKZh-10) is added and mixed. Get a solution containing 7 wt. sodium phosphate, 1 wt. sodium ethyl siliconate and 92 wt. water. Next, the solution is used in laboratory experiment No. 5 to limit the influx of formation water. Similarly prepare solutions for other experiments.
Эффективность предлагаемого и известного составов определяют в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые пропластки и расчета коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводят на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The effectiveness of the proposed and known compositions is determined in laboratory conditions by measuring the rates of water filtration through highly permeable layers and calculating the oil displacement coefficient. The experiments are carried out in a facility for studying oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard plant of type UIPK. The installation allows you to maintain the necessary pressure and temperature, and also with high accuracy to control the flow of water and oil, filtered through the reservoir model.
В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Правдинского и Мамонтовского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьируют от 150 до 830 мД, соотношение проницаемостей составляет 1,8-2,7 [1] Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводят в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". Two steel columns 90 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core and simulating interlayers of different permeability of the Pravdinsky and Mamontovsky deposits of Western Siberia, were used as a reservoir model. The permeability of the columns varies from 150 to 830 mD, the permeability ratio is 1.8-2.7 [1] Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments is carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory research on oil displacement by chemicals".
В соответствии с методикой колонки насыщают водой, а затем нефтью. После этого их помещают в установку и вытесняют нефть до 100%-ного обводнения продукции. По окончании определяют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения. In accordance with the methodology, the columns are saturated with water and then with oil. After that, they are placed in the installation and oil is displaced to 100% watering of the product. At the end, the fluid flow rate through the highly permeable interlayer is determined and the oil displacement coefficient is calculated.
Пример 1. Пропластки модели пласта, представленные колонками с дезинтегрированным керном Правдинского или Мамонтовского месторождений, насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием СаСl2 4 г/л, а затем нефтью соответствующего месторождения. Далее колонки помещают в установку для исследования процессов вытеснения нефти, термостатируют при 75oC и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой продукции. По окончании замеряют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. Затем в модель пласта закачивают исследуемый и известный составы объемом 10% от порового объема модели и вновь минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Затем вновь замеряют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. По объему выделившейся нефти рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.Example 1. The interlayers of the reservoir model, represented by columns with disintegrated core of the Pravdinsky or Mamontovsky deposits, are saturated with water with a total mineralization of 18 g / l and CaCl 2 4 g / l, and then with oil of the corresponding field. Next, the columns are placed in an installation for studying the processes of oil displacement, thermostat at 75 o C and displace the oil with saline water to 100% watering of the extracted product. At the end, measure the flow of fluid through a highly permeable layer. Then, the studied and known compositions with a volume of 10% of the pore volume of the model and newly saline water are pumped into the reservoir model until the oil production ceases. Then again measure the flow rate through a highly permeable layer. The growth of oil displacement coefficient is calculated by the volume of oil released.
Результаты опытов представлены в таблице. Опыты 1 и 8 соответствуют запредельным значениям компонентов предлагаемого состава. Опыт 9 проведен с составом по прототипу. The results of the experiments are presented in the table.
Приведенные в таблице примеры показывают, что при использовании используемого состава для ограничения водопритока наблюдается эффективное (более чем в 1,3 раза) снижение скорости фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению скорости фильтрации через низкопроницаемый нефтенасыщенный пропласток. The examples in the table show that when using the composition used to limit water inflow, an effective (more than 1.3 times) decrease in the rate of water filtration through a highly permeable interlayer is observed. This leads to a redistribution of filtration flows and an increase in the filtration rate through a low permeable oil-saturated interlayer.
При запредельных значениях компонентов состава его использование нецелесообразно. В одном случае (опыт 1) это связано с недостаточно эффективным воздействием на модель пласта и как следствие незначительным перераспределением фильтрационных потоков. Кроме того, при этом не достигается существенный прирост коэффициента нефтевытеснения. В другом случае (опыт 8), напротив, осадкообразование в высокопроницаемом пропластке протекает интенсивно и происходит резкое снижение (более чем в 6 раз) скорость фильтрации, что фактически приводит к изоляции интервала и отключению его из процесса вытеснения нефти, т.е. выравнивание профиля приемистости не произошло. Прирост коэффициента нефтевытеснения при этом достигается практически только за счет извлечения нефти из низкопроницаемого пропластка. В реальных условиях такое ограничение притока воды в пласт приведет к резкому снижению приемистости нагнетательной скважины и ухудшению процесса вытеснения нефти по участку в целом. With exorbitant values of the components of the composition, its use is impractical. In one case (experiment 1), this is due to an insufficiently effective impact on the reservoir model and, as a consequence, a slight redistribution of filtration flows. In addition, this does not achieve a significant increase in the coefficient of oil displacement. In another case (experiment 8), on the contrary, sedimentation in a highly permeable interlayer proceeds intensively and there is a sharp decrease (more than 6 times) in the filtration rate, which actually leads to isolation of the interval and its disconnection from the oil displacement process, i.e. Alignment of the injectivity profile did not occur. An increase in the oil displacement coefficient is achieved almost exclusively by extracting oil from a low permeability interlayer. In real conditions, such a limitation of water inflow into the reservoir will lead to a sharp decrease in the injectivity of the injection well and worsen the process of oil displacement in the entire area.
Опыты 2-7 показывают область соотношений компонентов, при которых состав проявляет свою эффективность. В опытах 2, 6, 7 обозначены граничные значения концентраций компонентов. При использовании состава в указанных интервалах концентраций воздействие на пласт по ограничению притока пластовых вод наиболее эффективно и не сопровождается негативными побочными проявлениями. Кроме того, проявление синергетического эффекта, т.е. положительного взаимного влияния компонентов друг на друга, при этом максимально. Закачка состава приводит к выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины и позволяет добиться равномерного вытеснения нефти по всей мощности пласта. Experiments 2-7 show the range of component ratios at which the composition is effective. In
На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических и лабораторных исследований определяют неоднородность пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее рассчитывают объем состава, необходимый для воздействия на объем наиболее проницаемого пропластка, ограниченный радиусом 10 м от ПЗП скважины. Компоненты состава растворяют в технической или подтоварной воде при перемешивании (при необходимости воду подогревают с помощью паротепловой установки). Затем состав закачивают в нагнетательную скважину, продавливают водой и далее продолжают заводнение. In practice, the composition is used as follows. According to the geological, physical and laboratory studies, the heterogeneity of the formation is determined in the interval of perforation of the injection well. Next, calculate the volume of the composition necessary to affect the volume of the most permeable layer, limited to a radius of 10 m from the bottomhole formation borehole. The components of the composition are dissolved in industrial or commercial water with stirring (if necessary, the water is heated using a steam thermal installation). Then the composition is pumped into the injection well, forced through with water and then continue flooding.
Таким образом, использование нового состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем снижения проницаемости водопромытых высокопроницаемых пропластков и подключения к процессу вытеснения застойных и слабодренируемых зон пласта, состав может быть использован для воздействия на пласты различной неоднородности, за исключением трещинноватых коллекторов. Thus, the use of the new composition makes it possible to effectively limit water inflow by reducing the permeability of water-washed high-permeability layers and by connecting the stagnant and weakly drained zones of the formation to the displacement process, the composition can be used to influence the formations of various heterogeneities, with the exception of fractured reservoirs.
Claims (2)
Водорастворимое или диспергируемое в воде соединение кремния 0,05 2
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого неорганического фосфата используют метафосфат натрия, ортофосфаты аммония, кальция и натрия или их кислые соли.Water-soluble inorganic phosphate 2 20
Water-soluble or water-dispersible silicon compound 0.05 2
Water Else
2. The composition according to p. 1, characterized in that as a water-soluble inorganic phosphate, sodium metaphosphate, orthophosphates of ammonium, calcium and sodium or their acid salts are used.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95101531A RU2071558C1 (en) | 1995-02-01 | 1995-02-01 | Compound for limitation of stratum water inflow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95101531A RU2071558C1 (en) | 1995-02-01 | 1995-02-01 | Compound for limitation of stratum water inflow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95101531A RU95101531A (en) | 1996-11-20 |
| RU2071558C1 true RU2071558C1 (en) | 1997-01-10 |
Family
ID=20164500
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95101531A RU2071558C1 (en) | 1995-02-01 | 1995-02-01 | Compound for limitation of stratum water inflow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2071558C1 (en) |
-
1995
- 1995-02-01 RU RU95101531A patent/RU2071558C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ибрагимов Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти./ Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986, с. 200, 201. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95101531A (en) | 1996-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Stavland et al. | In-depth water diversion using sodium silicate–Preparation for single well field pilot on Snorre | |
| RU2066743C1 (en) | Compound for stimulation of oil recovery from formation | |
| RU2071558C1 (en) | Compound for limitation of stratum water inflow | |
| Fletcher et al. | Formation damage from polymer solutions: factors governing injectivity | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2467165C2 (en) | Method control over oil deposit development | |
| Katsanis et al. | Chemistry of precipitation and scale formation in geological systems | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2118453C1 (en) | Compound for isolation of brine water inflow | |
| RU2271444C1 (en) | Method for water-permeable reservoir isolation | |
| RU2061856C1 (en) | Method for controlling over development of oil deposit with strata of various permeability | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2105878C1 (en) | Compound for limiting inflow of brine water | |
| RU2283952C2 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole zone of terrigenous formation | |
| Usaitis | Laboratory evaluation of sodium silicate for zonal isolation | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| Mahmoud | Removing of formation damage and enhancement of formation productivity using environmentally friendly chemicals | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2087699C1 (en) | Method for limiting inflow of brine water | |
| RU2042787C1 (en) | Method for colmatage of well permeable formation |