RU2524738C1 - Polymer composition for in-bed water isolation - Google Patents
Polymer composition for in-bed water isolation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524738C1 RU2524738C1 RU2013100315/03A RU2013100315A RU2524738C1 RU 2524738 C1 RU2524738 C1 RU 2524738C1 RU 2013100315/03 A RU2013100315/03 A RU 2013100315/03A RU 2013100315 A RU2013100315 A RU 2013100315A RU 2524738 C1 RU2524738 C1 RU 2524738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- givpan
- sodium chloride
- polymer composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to isolate the zones of absorption or restriction of water inflow during well repair, to create a waterproof screen when disconnecting water-saturated and oil-saturated formations, as well as to align injectivity profiles of injection wells.
Известны осадко- и гелеобразующие составы для селективной изоляции пластовых вод на основе водных растворов полимеров ряда акрилонитрила (Патент РФ №2058479, опубл. 20.04.1996 г.), в которых в качестве осадкообразователя (сшивателя) используются поливалентные ионы металлов (кальция, магния). В качестве источника ионов кальция в известных составах применяют высокоминерализованную пластовую воду или концентрированный водный раствор хлористого кальция.Sedimentary and gel-forming compositions for the selective isolation of formation water based on aqueous solutions of polymers of a number of acrylonitrile are known (RF Patent No. 2058479, publ. 04/20/1996), in which polyvalent metal ions (calcium, magnesium) are used as a precipitating agent (crosslinker) . As a source of calcium ions in the known compositions used highly saline formation water or a concentrated aqueous solution of calcium chloride.
Недостатком указанных полимерных составов является их невысокая проникающая способность и низкая эффективность при повышенной температуре продуктивного пласта, что связано со снижением объема гелеобразного осадка под воздействием температуры. Кроме того, недостатком известных составов является обратный вынос образующегося осадка с продукцией скважин, что связано со слабым химико-физическим взаимодействием осадка с породой продуктивных пластов.The disadvantage of these polymer compositions is their low penetrating ability and low efficiency at elevated temperature of the reservoir, which is associated with a decrease in the volume of gel-like sediment under the influence of temperature. In addition, the disadvantage of the known compositions is the return of the formed sediment with the production of wells, which is associated with a weak chemical-physical interaction of the sediment with the rock of the reservoir.
Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, включающий водорастворимый полимер, соли поливалентных металлов, хлорид аммония и воду (Патент РФ №2169256, опубл. 20.06.2001 г.). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве соли поливалентных металлов используют ацетат хрома. Состав используется в способе разработки обводненной нефтяной залежи, обеспечивающем регулирование разработки нефтяных месторождений, изоляцию водопритока в скважину, создание изолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами. Водный раствор полиакриламида вступает в реакцию с водным раствором ацетата хрома, содержащего стабилизатор - хлорид аммония, в результате которой образуется сплошной гель с трехмерной сшитой структурой, что позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Прочность геля увеличивается в результате снижения термической деструкции полимера и образования геля во всем объеме. Недостатком известного состава является низкая эффективность при использовании для изоляции водопритока в скважину, при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин, так как происходит обратный вынос образующегося геля с продукцией скважины, что связано с недостаточно высокими прочностными и адгезионными свойствами взаимодействия состава с породой продуктивных пластов.Known gel-forming composition for isolating water inflow into a well, including a water-soluble polymer, salts of polyvalent metals, ammonium chloride and water (RF Patent No. 2169256, publ. 06/20/2001). Polyacrylamide is used as a water-soluble polymer, chromium acetate is used as a salt of polyvalent metals. The composition is used in a method for developing a waterlogged oil reservoir, which provides for the regulation of oil field development, isolating water inflow into the well, and creating insulating screens with improved technological parameters. An aqueous solution of polyacrylamide reacts with an aqueous solution of chromium acetate containing a stabilizer - ammonium chloride, which results in the formation of a continuous gel with a three-dimensional crosslinked structure, which improves the efficiency of isolation of water inflow into the well and regulates the injectivity profile of injection wells. The strength of the gel increases as a result of a decrease in the thermal degradation of the polymer and the formation of the gel in the entire volume. A disadvantage of the known composition is its low efficiency when water inflow into the well is used to isolate the injectivity profile of injection wells, since the gel formed is removed back from the well production, which is associated with insufficiently high strength and adhesive properties of the composition’s interaction with the formation rock.
Известны гелеобразующие составы на основе силикатов щелочных металлов (Патент РФ №2065442, опубл. 20.08.1996 г.), солей алюминия (Патент РФ №206185, опубл. 01.01.1967 г., и Патент РФ №206674, опубл. 01.01.1968 г.), алюмосиликатов (Патент РФ №2089723, опубл. 10.09.1997 г.). Недостатками известных составов является их низкая эффективность из-за сложности регулирования скорости гелеобразования, низкой структурной устойчивости, а также высокая стоимость гелеобразующих компонентов, что существенно ограничивает область применения составов.Known gel-forming compositions based on alkali metal silicates (RF Patent No. 2065442, publ. 08.20.1996), aluminum salts (RF Patent No. 206185, publ. 01.01.1967, and RF Patent No. 206674, publ. 01.01.1968 g.), aluminosilicates (RF Patent No. 2089723, publ. 09/10/1997). The disadvantages of the known compositions is their low efficiency due to the complexity of controlling the rate of gelation, low structural stability, as well as the high cost of gel-forming components, which significantly limits the scope of the compositions.
Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта (Патент РФ №2064571, кл. E21B 33/138, опубл. 27.07.1996 г.), принятый за прототип, содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: гивпан - 1,0-5,0; силикат натрия - 0,33-3,0; хлористый кальций - 2,0-5,0; вода - остальное. Однако недостатками указанного состава являются его низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта. Это объясняется тем, что акриловый полимер (гивпан) мгновенно коагулирует в высокоминерализованной воде, образуя осадки, и при проведении изоляционных работ состав, в первую очередь, проникает по высокопроницаемым каналам пласта, оставляя неизолированными мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением. Образующиеся осадки закупоривают сужение каналов при нагнетании состава в пласт, но при выравнивании давлений осадки под действием гравитационных сил способны опускаться в более широкую часть каналов, снижая изоляционный эффект.Known sedimentary and gel-forming composition for isolating water inflow and leveling the injectivity profile of the formation (RF Patent No. 2064571, class E21B 33/138, publ. 07/27/1996), adopted as a prototype containing acrylic polymer (givpan), sodium silicate ( water glass), calcium chloride and water in the following ratio of components, wt.%: givpan - 1.0-5.0; sodium silicate - 0.33-3.0; calcium chloride - 2.0-5.0; water is the rest. However, the disadvantages of this composition are its low water-insulating ability in heterogeneous permeability formations, low adhesion of the formed sediment to the rocks of the formation. This is due to the fact that acrylic polymer (givpan) instantly coagulates in highly mineralized water, forming precipitation, and during insulation work, the composition, first of all, penetrates the highly permeable channels of the formation, leaving small pores and cracks with higher filtration resistance uninsulated. The precipitation formed clogs the narrowing of the channels when the composition is injected into the formation, but when the pressure of the sediment is equalized by gravitational forces, they can fall into a wider part of the channels, reducing the insulating effect.
Техническим результатом изобретения является повышение проникающей и изолирующей способности водоизолирующего полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов.The technical result of the invention is to increase the penetrating and insulating ability of a water-insulating polymer composition in conditions of water and oil-and-gas-saturated reservoir rocks that are heterogeneous in permeability.
Технический результат достигается тем, что полимерный состав, включающий гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер (например, известный под торговым названием гивпан) и хлористый натрий, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved in that the polymer composition, including an alkali hydrolyzed acrylate polymer (for example, known as givpan) and sodium chloride, additionally contains a nonionic surfactant with hydrophobic properties - hydrophobizing agent NG-1, which is a mixture of the unsaturated reaction product fatty acids with amines and their derivatives with solvents and functional additives, in the following ratio of components, wt.%:
Хлористый натрий добавляется для улучшения низкотемпературных свойств полимерного состава, в случае его использования в пластах с низкой пластовой температурой, и как регулятор плотности.Sodium chloride is added to improve the low-temperature properties of the polymer composition, if used in formations with low formation temperature, and as a density regulator.
В качестве водно-щелочного раствора используется водный раствор едкого натрия (концентрацией 3-12% масс.).An aqueous solution of sodium hydroxide (concentration of 3-12% by weight) is used as a water-alkaline solution.
В качестве полиакрилонитрильного сырья на примере гивпана (Патент РФ №2169754, кл. C09K 7/02, опубл. 27.06.2001 г.) при получении гидролизованного в щелочи акрилсодержащего полимера могут быть использованы:As a polyacrylonitrile feedstock on the example of givpan (RF Patent No. 2169754, class C09K 7/02, publ. 06/27/2001), when producing an acryl-containing polymer hydrolyzed in alkali, the following can be used:
1. Сополимер акрилонитрила с метакрилатом.1. A copolymer of acrylonitrile with methacrylate.
2. Отходы полиакрилонитрильных волокон ("жгуты").2. Wastes of polyacrylonitrile fibers (“tows”).
3. ПАН-нити и их отходы.3. PAN threads and their waste.
Эффективность заявляемого полимерного состава оценивалась в лабораторных условиях путем оценки и сопоставления фильтрационных и водоизолирующих свойств заявляемого состава и состава по прототипу. Полимерные составы оценивались на основании результатов лабораторных фильтрационных экспериментов по их влиянию на изменение проницаемости водонасыщенных (обводненный интервал продуктивного пласта) образцов естественных горных пород (кернов). Исследования проводились с использованием установки оценки степени повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems Corporation) в условиях, максимально приближенных к пластовым термобарическим условиям нефтяных месторождений Западной Сибири.The effectiveness of the claimed polymer composition was evaluated in laboratory conditions by evaluating and comparing the filtration and water-insulating properties of the claimed composition and composition according to the prototype. The polymer compositions were evaluated based on the results of laboratory filtration experiments on their effect on the change in the permeability of water-saturated (waterlogged reservoir interval) samples of natural rocks (cores). The studies were carried out using the FDES-645 (Coretest Systems Corporation) formation damage assessment unit under conditions as close as possible to the thermobaric formation conditions of oil fields in Western Siberia.
Для приготовления исследуемых полимерных составов в лабораторных условиях использовались следующие компоненты:For the preparation of the studied polymer compositions in laboratory conditions, the following components were used:
- гидролизованные в щелочи отходы пан волокна или тканей полиакрилонитрила - гивпан (по прототипу)- hydrolyzed in alkali waste pan fiber or polyacrylonitrile tissue - givpan (prototype)
(далее - гидролизованный акрилсодержащий полимер);(hereinafter referred to as hydrolyzed acrylic polymer);
- неионогенное поверхностно-активное вещество с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1 (ТУ 2229-002-22650721-2002);- nonionic surfactant with hydrophobic properties - hydrophobizer NG-1 (TU 2229-002-22650721-2002);
- поваренная соль (NaCl);- table salt (NaCl);
- водный раствор едкого натрия (3-12% масс.).- an aqueous solution of sodium hydroxide (3-12% of the mass.).
Каждый исследуемый полимерный состав приготавливался компаундированием расчетного количества компонентов с помощью лабораторной мешалки до получения однородной массы.Each studied polymer composition was prepared by compounding the calculated amount of components using a laboratory stirrer until a homogeneous mass was obtained.
Пример 1 (по прототипу).Example 1 (prototype).
Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:The polymer composition obtained when used as components, wt.%:
Пример 2.Example 2
Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:The polymer composition obtained when used as components, wt.%:
Пример 3.Example 3
Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:The polymer composition obtained when used as components, wt.%:
Пример 4.Example 4
Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:The polymer composition obtained when used as components, wt.%:
Коэффициент проницаемости керна рассчитывался на основании формулы Дарси:The core permeability coefficient was calculated based on Darcy's formula:
, ,
где k - коэффициент проницаемости керна, м2;where k is the core permeability coefficient, m 2 ;
µ - вязкость жидкости, Па·с;µ is the viscosity of the liquid, Pa · s;
L - длина керна, м;L is the core length, m;
Q - заданный расход жидкости через керн, м3/с;Q is the given flow rate of the fluid through the core, m 3 / s;
S - площадь поперечного сечения образца керна, м2;S is the cross-sectional area of the core sample, m 2 ;
ΔР - перепад давления на концах образца керна при заданном расходе, Па.ΔР - pressure drop at the ends of the core sample at a given flow rate, Pa.
Фильтрационные исследования проводились на основе принципа: постоянные расходы - меняющиеся перепады давления. Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, на основании которого определялось изменение подвижности воды или нефти в результате прокачки водоизолирующих составов.Filtration studies were carried out on the basis of the principle: fixed costs - changing pressure drops. The main controlled parameter during the experiments was the change in pressure drop, on the basis of which the change in the mobility of water or oil was determined as a result of pumping water-insulating compounds.
Направление закачки и фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластовых флюидов и закачиваемых водоизолирующих составов в добывающих скважинах. Прямая фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину и в дальнейшем процессу «освоения» скважины, а обратная фильтрация моделировала процесс «изоляции» обводненного интервала призабойной зоны скважины, заключающийся в прокачке через образец керна 5-ти поровых объемов водоизолирующего состава.The direction of injection and filtration of working fluids in the core samples under study corresponded to the actual direction of formation fluids and injected water-insulating compositions in production wells. Direct filtration corresponded to the process of fluid inflow from the formation into the well and then to the “development” of the well, and reverse filtration simulated the process of “isolating” the flooded interval of the bottomhole zone of the well, which consists in pumping 5 pore volumes of the water-insulating composition through the core sample.
Методика проведения фильтрационных исследований состояла в следующем.The technique of conducting filtration studies was as follows.
1. Подготовленный образец естественного керна насыщался под вакуумом приготовленной моделью пластовой воды. После насыщения определялся поровый объем керна методом взвешивания по величине изменения массы.1. The prepared sample of natural core was saturated under vacuum with the prepared model of produced water. After saturation, the pore volume of the core was determined by weighing by the magnitude of the change in mass.
2. Насыщенный образец керна помещался в кернодержатель фильтрационной установки FDES-645, где создавались давления, максимально приближенные к пластовым. Температура при этом устанавливалась в пределах 20°C.2. A saturated core sample was placed in the core holder of the FDES-645 filtration unit, where pressures were created that were as close as possible to the formation ones. The temperature was set within 20 ° C.
3. Производилась фильтрация через образец керна модели пластовой воды. При этом измерялась исходная фазовая проницаемость керна по пластовой воде в режиме постоянного расхода (0,5 см3/мин) до стабилизации градиента давления при стандартной температуре и пластовом давлении. Направление фильтрации при этом - «прямое».3. Filtration was performed through a core sample of the formation water model. In this case, the initial phase permeability of the core in formation water was measured in a constant flow rate mode (0.5 cm 3 / min) until the pressure gradient stabilized at standard temperature and reservoir pressure. The direction of filtration is “direct”.
4. В режиме постоянного расхода (0,5 см3/мин) производилась закачка исследуемого водоизолирующего состава. Объем закачки состава, измеряемый по весам на выходе из керна, составлял 5 поровых объемов керна (или максимально возможный при высоких значениях давления закачки). Направление фильтрации при этом - «обратное».4. In the constant flow mode (0.5 cm 3 / min), the studied water-insulating composition was pumped. The injection volume of the composition, measured by the weight at the outlet of the core, was 5 pore core volumes (or the maximum possible at high injection pressures). The direction of filtration is “reverse”.
5. После окончания процесса закачки водоизолирующего состава в образец керна температура в нем повышалась до средней пластовой (80°C) и система выдерживалась в состоянии покоя. Время выдержки системы в термобарических условиях составляло 24 часа.5. After the completion of the process of pumping the water-insulating composition into the core sample, the temperature in it increased to the average reservoir (80 ° C) and the system was kept at rest. The exposure time of the system under thermobaric conditions was 24 hours.
6. После выдержки образца керна в состоянии покоя производился замер его конечной фазовой проницаемости по пластовой воде в режиме постоянного расхода (0,5 см3/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом - «прямое».6. After the core sample was kept at rest, its final phase permeability through produced water was measured at a constant flow rate (0.5 cm 3 / min) until the pressure gradient stabilized. The direction of filtration is “direct”.
Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем.Processing the results of filtration studies was as follows.
1. Определялись градиенты давления и подвижности пластовой воды до и после закачки водоизолирующего состава, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по пластовой воде (или нефти) до и после закачки состава в керн.1. The pressure and mobility gradients of the produced water were determined before and after the injection of the water-insulating composition, based on which the phase permeability coefficients for the produced water (or oil) were calculated before and after the injection of the composition into the core.
2. Фиксировался градиент давления закачки водоизолирующего состава после прокачки через керн порового объема.2. The pressure gradient of the injection of the water-insulating composition was fixed after pumping through the core of the pore volume.
3. Выполнялся расчет фактора остаточного сопротивления образца керна после его обработки исследуемым водоизолирующим составом:3. The calculation of the residual resistance factor of the core sample after processing it with the studied waterproofing composition was performed:
, ,
где Rост - фактор остаточного сопротивления, ед;where R OST - residual resistance factor, units;
gradP1 - градиент давления закачки в образец керна воды до процесса «изоляции», Па/м;gradP 1 - pressure gradient of water core injection into the sample before the process of “isolation”, Pa / m;
gradP2 - градиент давления закачки в образец керна воды после процесса «изоляции», Па/м.gradP 2 is the pressure gradient of water injection into the core sample after the “isolation” process, Pa / m.
Результаты лабораторных исследований сведены в таблицу.The results of laboratory tests are summarized in table.
Из таблицы 1 видно, что заявляемый полимерный состав (примеры 2, 3 и 4) имеет преимущества перед прототипом (пример 1) по фильтрационным и водоизолирующим свойствам:From table 1 it is seen that the inventive polymer composition (examples 2, 3 and 4) has advantages over the prototype (example 1) for filtration and water-insulating properties:
- заявляемый состав обладает повышенной проникающей в пористую среду горной породы способностью - обеспечивает снижение градиента давления закачки в образец керна по сравнению с прототипом (до 2 раз);- the inventive composition has an increased penetrating into the porous environment of the rock ability - provides a decrease in the pressure gradient of injection into the core sample compared to the prototype (up to 2 times);
- заявляемый состав обладает повышенной водоизолирующей способностью;- the inventive composition has a high waterproofing ability;
- обеспечивает повышение фактора остаточного сопротивления по сравнению с прототипом (в 1,05…1,12 раза).- provides an increase in the residual resistance factor compared to the prototype (1.05 ... 1.12 times).
Таким образом, заявляемый полимерный состав является весьма перспективным. Наличие в нем неионогенного поверхностно-активного вещества с гидрофобными свойствами (гидрофобизатора НГ-1) придает полимерному составу в процессе его гелеобразования в пластовой воде повышенную пластичность, обеспечивающую более глубокое проникновение в водопроводящие каналы пород-коллекторов и, как следствие, более надежное их закупоривание, а также повышенную гидрофобизирующую способность по отношению к поверхности пород-коллекторов, обеспечивающую более высокую адгезию состава к породе и, как следствие, образование в пористой среде породы более прочного водоизоляционного экрана.Thus, the inventive polymer composition is very promising. The presence in it of a nonionic surfactant with hydrophobic properties (hydrophobizer NG-1) gives the polymer composition during its gelation in formation water increased plasticity, which provides deeper penetration into the water supply channels of reservoir rocks and, as a result, their more reliable clogging, as well as increased water repellent ability with respect to the surface of reservoir rocks, providing higher adhesion of the composition to the rock and, as a result, formation in a porous Rede breeds are more durable waterproofing screen.
Использование изобретения в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабо дренируемых продуктивных зон пласта. Применение заявляемого состава может увеличивать охват пласта заводнением за счет включения неработающих ранее интервалов продуктивных пластов. Тем самым обеспечивается вовлечение в эксплуатацию запасов нефти слабо дренируемых и застойных зон продуктивных пластов.The use of the invention in the oil industry will improve the efficiency of water inflow control by partially blocking the water-washed intervals of the formation and connecting stagnant and weakly drained productive zones of the formation to the filtering process. The use of the claimed composition can increase the coverage of the formation by water flooding due to the inclusion of previously inactive intervals of productive formations. This ensures the involvement of oil reserves in poorly drained and stagnant zones of productive formations.
(пример 1)According to the prototype
(example 1)
(пример 2)The inventive composition
(example 2)
(пример 3)The inventive composition
(example 3)
(пример 4)The inventive composition
(example 4)
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013100315/03A RU2524738C1 (en) | 2013-01-09 | 2013-01-09 | Polymer composition for in-bed water isolation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013100315/03A RU2524738C1 (en) | 2013-01-09 | 2013-01-09 | Polymer composition for in-bed water isolation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013100315A RU2013100315A (en) | 2014-07-20 |
RU2524738C1 true RU2524738C1 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=51214915
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013100315/03A RU2524738C1 (en) | 2013-01-09 | 2013-01-09 | Polymer composition for in-bed water isolation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2524738C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2793057C1 (en) * | 2022-09-27 | 2023-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2058479C1 (en) * | 1993-07-08 | 1996-04-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming composition to increase production of crude oil from inhomogeneous strata |
RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
US6156819A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-05 | Atlantic Richfield Company | Use of low- and high-molecular-weight polymers in well treatments |
RU2244110C1 (en) * | 2002-06-13 | 2005-01-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Oil pool development method |
RU2378491C1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-10 | Александр Николаевич Пазин | Selective water influx insulation method |
RU2011124806A (en) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | STABILIZED GAS-LIQUID COLLOID-LIKE COMPOSITION |
-
2013
- 2013-01-09 RU RU2013100315/03A patent/RU2524738C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2058479C1 (en) * | 1993-07-08 | 1996-04-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming composition to increase production of crude oil from inhomogeneous strata |
RU2064571C1 (en) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery |
US6156819A (en) * | 1998-12-21 | 2000-12-05 | Atlantic Richfield Company | Use of low- and high-molecular-weight polymers in well treatments |
RU2244110C1 (en) * | 2002-06-13 | 2005-01-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Oil pool development method |
RU2378491C1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-10 | Александр Николаевич Пазин | Selective water influx insulation method |
RU2011124806A (en) * | 2011-06-09 | 2012-12-20 | Алексей Константинович Жуковский | STABILIZED GAS-LIQUID COLLOID-LIKE COMPOSITION |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТУ 229-002-22650721-2002. ГИДРОФОБИЗАТОР НГ-1 * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2793057C1 (en) * | 2022-09-27 | 2023-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013100315A (en) | 2014-07-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8985212B1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2524738C1 (en) | Polymer composition for in-bed water isolation | |
RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
CN113136185A (en) | Organic water plugging gel for low-temperature hypersalinity oil reservoir | |
RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
RU2475635C1 (en) | Water-flooded oil deposit development method | |
RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
WO2015065384A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180110 |