RU2529080C1 - Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells - Google Patents
Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2529080C1 RU2529080C1 RU2013125841/03A RU2013125841A RU2529080C1 RU 2529080 C1 RU2529080 C1 RU 2529080C1 RU 2013125841/03 A RU2013125841/03 A RU 2013125841/03A RU 2013125841 A RU2013125841 A RU 2013125841A RU 2529080 C1 RU2529080 C1 RU 2529080C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- oil
- formation
- vol
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), в частности к ограничению и ликвидации водопритоков, межпластовых заколонных перетоков и закреплению коллекторов в нефтяных и газовых скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, namely, compositions for isolating the influx of formation water in wells located in heavily flooded areas during overhauls in wells under conditions of abnormally low formation pressure (ANPD), in particular, to limit and eliminate water inflows, interstratal behind-the-casing flows and fixing collectors in oil and gas wells.
Главными требованиями, предъявляемыми к водоизолирующим составам при проведении КРС, являются избирательность воздействия на продуктивный пласт. Они должны изолировать приток пластовых вод, то есть пропускать через себя углеводородную составляющую (газ, нефть, газовый конденсат) и отсекать поступающую из пласта воду, иными словами, быть гидрофобизатором для воды, но обладать гидрофобизирующими способностями для нефти.The main requirements for water-insulating compounds during cattle are the selectivity of the impact on the reservoir. They must isolate the influx of formation water, that is, pass through the hydrocarbon component (gas, oil, gas condensate) and cut off the water coming from the formation, in other words, be a water repellent for water, but have hydrophobizing ability for oil.
Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана (модификатора 113-63, 113-65) и катализатора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 [SU 1078036 А1, МПК5 E21B 43/32, опубл. 1984], при следующем соотношении компонентов, об.%:A known composition for the selective isolation of produced water in oil and gas wells, consisting of organosilicon compounds of polyphenylethoxysiloxane (modifier 113-63, 113-65) and a catalyst of sodium ethylsiliconate GKZH-10 or sodium methylsiliconate GKZH-11 [SU 1078036 A1, IPC5 E21B 43 / 32, publ. 1984], in the following ratio of components, vol.%:
полифенилэтоксисилоксан - 75-99, водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 - 1-25.polyphenylethoxysiloxane - 75-99, aqueous-alcoholic solutions of sodium ethylsiliconate GKZh-10 or sodium methylsiliconate GKZh-11 - 1-25.
Недостатком этого состава является низкая изолирующая способность при ликвидации притока пластовой воды в скважинах с АНПД, так как отсутствует способность блокирования пластовой воды.The disadvantage of this composition is the low insulating ability when eliminating the influx of formation water in wells with AAP, since there is no ability to block formation water.
Известен также состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость (ГКЖ) и спиртосодержащий раствор - водный раствор поливинилового спирта (ПВС) с концентрацией 5,0-7,5% при их объемном соотношении 1:1 [RU №2032068 С1, МПК6 E21B 33/138, опубл. 1995].Also known is a composition for isolating formation waters, eliminating interstratal and annular flows, including organosilicon liquid (GCR) and an alcohol-containing solution — an aqueous solution of polyvinyl alcohol (PVA) with a concentration of 5.0-7.5% at a volume ratio of 1: 1 [RU No. 2032068 C1, IPC6 E21B 33/138, publ. 1995].
Недостатками этого состава являются его низкая эффективность, отсутствие селективности по отношению к углеводородам и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод в суперколлекторах, к которым относятся сеноманские газовые залежи, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.The disadvantages of this composition are its low efficiency, lack of selectivity with respect to hydrocarbons and the high cost of work when isolating formation water in super collectors, which include Cenomanian gas deposits, when the costs of chemicals for performing one operation to isolate water in these reservoirs increase many times.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является водоизолирующий состав, содержащий гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 или ГКЖ-11, водный раствор поливинилового спирта (ПВС) и алюмосиликатные микросферы (АСМ), при следующем соотношении компонентов, об.% [RU №2211306 С1, МПК7 E21B 33/138, опубл. 2003].The closest technical solution chosen for the prototype is a water-insulating composition containing GKZh-10 or GKZh-11 hydrophobizing silicone fluid, an aqueous solution of polyvinyl alcohol (PVA) and aluminosilicate microspheres (AFM), with the following ratio of components, vol.% [RU No. 2211306 C1, IPC7 E21B 33/138, publ. 2003].
Недостатками этого состава являются недостаточная изолирующая способность при ликвидации притока пластовой воды в скважинах с АНПД по причине отсутствия селективности состава по способу воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), хотя блокирование ПЗП имеется, но только как для углеводородов, так и пластовой воды, кроме того, сложность приготовления состава, так как он состоит из трех компонентов и требует предварительной подготовки на устье. Кроме того, невозможность проведения работ по изоляции пластовых вод в низко- и среднепроницаемых коллекторах, т.к. геометрические разремы микросфер не позволяют закачать (задавить) состав в поровое пространство водонасыщенного коллектора, к тому же этот состав не отличается высокими адгезионными и крепящими свойствами и не способен, наряду с водоизоляцией, закрепить слабосцементированный коллектор в прискважинной зоне пласта (ПЗП).The disadvantages of this composition are the lack of insulating ability when eliminating the influx of formation water in wells with ANP due to the lack of selectivity of the composition by the method of influencing the bottom-hole formation zone (PZP), although blocking of the PZP is available, but only for hydrocarbons and formation water, in addition , the complexity of preparing the composition, since it consists of three components and requires preliminary preparation at the mouth. In addition, the impossibility of conducting work on the isolation of formation water in low- and medium-permeable reservoirs, because the geometrical breaks of the microspheres do not allow the composition to be pumped (crushed) into the pore space of a water-saturated reservoir; moreover, this composition is not distinguished by high adhesive and fastening properties and is not able, along with waterproofing, to fix a weakly cemented reservoir in the near-wellbore zone of the formation.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах в условиях АНПД.The objective of the invention is to increase the efficiency of repair-insulating works (RIR) in wells located in heavily flooded areas in the conditions of the API.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке селективного состава для ремонтно-изоляционных работ, обеспечивающего селективную изоляцию воды при сохранении способности пропускать через себя углеводороды (нефть, газ, газовый конденсат) в коллекторах любой проницаемости от суперколлекторов до низкопроницаемых и закреплять горные породы ПЗП с сохранением ФЕС коллекторов нефти и газа.The technical result when creating the invention is to develop a selective composition for repair and insulation works, which provides selective isolation of water while maintaining the ability to pass hydrocarbons through it (oil, gas, gas condensate) in reservoirs of any permeability from super collectors to low permeability and to consolidate the rocks of the bottom-hole formation with preservation FES of oil and gas collectors.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для изоляции притока пластовых вод состоит из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, гидрофобизирующей добавки этилсиликата ЭТС-40 и загустителя - диатомита, при следующем соотношении компонентов, об.%: ГКЖ-11Н - 10, ЭТС-40 - 85, диатомит - 5.The task and technical result are achieved in that the composition for isolating the influx of formation water consists of GKZh-11N hydrophobizing organosilicon liquid, ETS-40 ethyl silicate additive and diatomite thickener, with the following ratio of components, vol.%: GKZh-11N - 10, ETS-40 - 85, diatomite - 5.
В нефтегазовой практике известна способность различных кремнийорганических соединений (КОС) в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводным КОС (ЭТС-40) необходимо вводить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей лучше всего подойдут ГКЖ-11Н в количестве 10% от объема этилсиликатов и диатомиты в качестве загустителя и адсорбента, способного удерживать в себе состав за счет высокой пористости 85%, а также за счет высокой адгезии к горной породе и металлу обсадных колонн (при содержании SiO2 80-88%). Такая композиция практически нетоксична, взрыво- и пожаробезопасна, обладает низкой коррозионной активностью (в процессе гидролиза выделяется не кислота, а низшие алифатические спирты), высокими селективными водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность. Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур (0-200 C°) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания реагентов ниже минус 40 C°, что особенно важно в условиях севера Западной Сибири.In oil and gas practice, the ability of various organosilicon compounds (CBS) in the presence of water to enter the hydrolytic polycondensation reaction and the lack of interaction with oil is known. To implement and accelerate the hydrolytic polycondensation reaction with the alkoxy derivative of KOS (ETS-40), it is necessary to introduce acidic or alkaline catalysts. For these purposes, GKZh-11N in the amount of 10% of the volume of ethyl silicates and diatomites as a thickener and adsorbent capable of retaining the composition due to the high porosity of 85%, as well as due to the high adhesion to the rock and casing metal ( when the content of SiO 2 80-88%). Such a composition is practically non-toxic, explosion and fireproof, has low corrosion activity (not acid, but lower aliphatic alcohols are released during hydrolysis), high selective water-insulating properties. The resulting cement material has satisfactory strength characteristics, high adhesion to rocks and casing metal, has good hydrophobic activity. These compositions can be used in a wide range of reservoir temperatures (0-200 C °) regardless of the degree of mineralization of formation waters. The freezing point of the reagents is below minus 40 ° C, which is especially important in the conditions of the north of Western Siberia.
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для селективной изоляции притока пластовых вод отличается от известного тем, что он вместо ПВС содержит гидрофобизирующую добавку - ЭТС-40, в качестве гелеобразователя. Вместо АСМ содержит диатомит, в качестве загустителя и адсорбента, способного удерживать в себе состав за счет высокой пористости 85%, а также за счет высокой адгезии к горной породе и металлу обсадных колонн (при содержании SiO2 80-88%). При этом размер АСМ в среднем от 20-50 мкм до 400-500 мкм, а размер частиц диатомита обычно не превышает 1 мкм, состоят они из удлиненных пластинчатых частиц кремнезема, длиной до 0,5 мкм и толщиной до 0,1 мкм. Это говорит о возможности использования данного состава в низко- и среднепроницаемых коллекторах. Заявляемый состав становится не проницаемым для воды, но проницаемый для углеводородов, при этом за счет включения в него диатомита происходит дополнительное осушение ПЗП за счет адсорбции влаги (или воды) в окружающей горной породе.A comparative analysis with the prototype allows us to conclude that the inventive composition for the selective isolation of formation water inflows differs from the known one in that instead of PVA it contains a water-repellent additive - ETS-40, as a gelling agent. Instead of AFM, it contains diatomite as a thickener and adsorbent capable of retaining the composition due to the high porosity of 85%, as well as due to the high adhesion to the rock and metal of the casing strings (with a SiO 2 content of 80-88%). The size of the AFM is on average from 20-50 microns to 400-500 microns, and the particle size of diatomite usually does not exceed 1 micron, they consist of elongated lamellar particles of silica, up to 0.5 microns long and up to 0.1 microns thick. This suggests the possibility of using this composition in low and medium permeability reservoirs. The inventive composition becomes impermeable to water, but permeable to hydrocarbons, while due to the inclusion of diatomite in it, additional drainage of the PPP occurs due to adsorption of moisture (or water) in the surrounding rock.
Таким образом, заявляемый состав придает водоизоляционной композиции новые качества, а именно высокую селективность, и дополнительную адгезию по отношению к горной породе и металлу обсадной колонны при низкой коррозионной активности, имеет хорошую гидрофобную активность. Возможность использования в низко- и среднепроницаемых коллекторах в широком интервале пластовых температур (0-200°C), и приготовление данного состава на устье скважины возможно при ниже минус 40°C, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.Thus, the claimed composition gives the waterproofing composition new qualities, namely high selectivity, and additional adhesion to rock and casing metal at low corrosion activity, has good hydrophobic activity. The possibility of using in low- and medium-permeable reservoirs in a wide range of reservoir temperatures (0-200 ° C), and the preparation of this composition at the wellhead is possible at below minus 40 ° C, which allows us to conclude about the inventive step.
Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством ингредиентов. Целью экспериментов являлось получение коэффициентов восстановления проницаемости от проведения технологических операций, соответствующих тестируемой технологии изоляции водонасыщенных пластов, на модели прискважинного фильтра, которая представляет собой водонасыщенный образец горной породы.For experimental verification, formulations with different amounts of ingredients were prepared. The purpose of the experiments was to obtain permeability recovery coefficients from technological operations corresponding to the tested technology for isolating water-saturated formations using a well filter model, which is a water-saturated rock sample.
Порядок проведения экспериментов. Модель фильтра призабойной зоны обеспечивается следующими условиями. Образец керна помещается в кернодержатель. Создается внутрипоровое (пластовое) давление 4 МПа и давление обжима (горное), равное 20 МПа. В опытах воспроизводится эффективное давление, равное разнице между горным и пластовым давлением, принятое в испытаниях равным 16 МПа. Температура ячейки - 60°C.The order of the experiments. The model of the bottomhole filter is provided by the following conditions. A core sample is placed in a core holder. An intra-pore (reservoir) pressure of 4 MPa and a crimping pressure (mountain) of 20 MPa are created. The experiments reproduce the effective pressure equal to the difference between the rock and reservoir pressure, adopted in the tests equal to 16 MPa. Cell temperature - 60 ° C.
Через водонасышенную модель фильтра призабойной зоны фильтруется пластовая вода для определения ее проницаемости по воде, эта проницаемость является базовой. Затем фильтруются жидкости ГКЖ-ПН (ТУ 2229-276-05763441-990, ЭТС-40 (ГОСТ 26371-84), диатомит (ТУ 5761-001-25310144-99, представляет собой легкие пористые породы от белого до желтовато-серого цвета, на 96% состоит из водного кремнезема (опала) общей формулы SiO2·nH2O).Formation water is filtered through a water-saturated model of the bottomhole filter to determine its water permeability; this permeability is basic. Then the liquids GKZh-PN (TU 2229-276-05763441-990, ETS-40 (GOST 26371-84), diatomite (TU 5761-001-25310144-99, are filtered, are light porous rocks from white to yellowish-gray, 96% consists of aqueous silica (opal) of the general formula SiO 2 · nH 2 O).
Последовательность и объемы фильтрации жидкостей соответствуют технологии воздействия, см. таблицу. Отдельно замерялась базовая проницаемость образцов горной породы по пластовой воде и керосину.The sequence and volume of fluid filtration correspond to the exposure technology, see table. The basic permeability of rock samples by formation water and kerosene was separately measured.
По завершении мероприятий, установленных тестируемой технологией, производится выдержка в течение 12 часов.Upon completion of the activities established by the tested technology, an exposure is performed for 12 hours.
После чего производится измерение проницаемости образца горной породы.After that, the permeability of the rock sample is measured.
В ходе тестирования измеряются перепад давления (dP) на керне и объемная скорость фильтрации (Q). Определяется значение отношения Q/dP, которое используется в расчете проницаемости.During testing, the differential pressure (dP) on the core and the volumetric filtration rate (Q) are measured. The value of the Q / dP ratio, which is used in the calculation of permeability, is determined.
Проницаемость определяется по формуле:Permeability is determined by the formula:
где: K - проницаемость образца, 10-3 мкм2;where: K is the permeability of the sample, 10 -3 μm 2 ;
(Q/dP), - отношение объемной скорости фильтрации газа к перепаду давления на концах модели фильтра призабойной зоны, (см3/ч)/МПа;(Q / dP), is the ratio of the volumetric gas filtration rate to the pressure drop at the ends of the bottom-hole filter model, (cm 3 / h) / MPa;
µi - вязкость газа мПа·с;µ i is the gas viscosity MPa · s;
L/S- отношение длины образца к площади его сечения, см-1;L / S is the ratio of the length of the sample to its cross-sectional area, cm -1 ;
1/36 - пересчетный коэффициент, зависящий от системы единиц измерений в опытах.1/36 - conversion factor, depending on the system of units in the experiments.
Параметром, характеризующим тестирование, принят коэффициент восстановления проницаемости:The parameter characterizing the testing adopted the recovery coefficient of permeability:
где: β - коэффициент увеличения проницаемости;where: β is the coefficient of increase in permeability;
К - проницаемость после воздействия;K - permeability after exposure;
К0 - базовая проницаемость по пластовой воде.To 0 - the base permeability for produced water.
Подготовка образцов керна. В экспериментах модель прискважинного фильтра представляет собой пару образцов горной породы длиной 30-35 мм и диаметром 29-30 мм.Preparation of core samples. In experiments, the downhole filter model is a pair of rock samples 30-35 mm long and 29-30 mm in diameter.
Вода. Используется модель пластовой воды с минерализацией, соответствующей минерализации пластовой воды.Water. The model of produced water with mineralization corresponding to the mineralization of produced water is used.
Заявляемый состав обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах в условиях АНПД с сохранением продуктивной характеристики ПЗП, о чем свидетельствуют результаты исследования керна, показанные в таблице. При высокой селективности оптимальный состав обеспечивает и дополнительную адгезию по отношению к горной породе и металлу обсадной колонны при низкой коррозионной активности, имеет хорошую гидрофобную активность. Возможно использование в низко- и среднепроницаемых коллекторах в широком интервале пластовых температур (0-200°C), и приготовление данного состава на устье скважины возможно при ниже минус 40°C.The inventive composition provides selective isolation of the influx of formation water in flooded wells under the conditions of oil production with preservation of the productive characteristics of the bottom hole, as evidenced by the results of the core study shown in the table. With high selectivity, the optimal composition provides additional adhesion to rock and casing metal at low corrosion activity, has good hydrophobic activity. It is possible to use in low- and medium-permeable reservoirs in a wide range of reservoir temperatures (0-200 ° C), and the preparation of this composition at the wellhead is possible at below minus 40 ° C.
Следует отметить, что при концентрации ГКЖ в ЭТС более 10% значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт, а при более низком содержании ГКЖ (менее 5%) в ЭТС значительно возрастает время процесса полимеризации, что экономически неоправданно при проведении водоизоляционных работ на скважине.It should be noted that when the concentration of HCL in the ETS is more than 10%, the polymerization time is significantly reduced, which can lead to the inability to pump the waterproofing composition into the reservoir, and with a lower content of the GCR (less than 5%) in the ETS, the polymerization process increases significantly, which is not economically justified when conducting waterproofing work at the well.
Представленные результаты показывают довольно высокую эффективность изолирующего действия состава на основе ЭТС 40, ГКЖ-11Н и диатомита, применимого в широких пределах проницаемостей пород-коллекторов, включая низкопроницаемые разности, а также коллекторы, которые имеют высокую проницаемость (до 1 мкм2), соизмеримую с керном сеноманских отложений, что является важным моментом для изоляции притока пластовых вод.The presented results show a rather high insulating effect of the composition based on ETS 40, GKZH-11N and diatomite, applicable over a wide range of permeability of reservoir rocks, including low permeability differences, as well as reservoirs that have high permeability (up to 1 μm 2 ), commensurate with core of the Cenomanian deposits, which is an important point for isolating the influx of formation water.
Механизм образования непроницаемого экрана для воды из кремнийорганических соединений при введении в прискважинную зону пласта заключается в следующем. Состав на основе ЭТС 40, ГКЖ-11Н и диатомита растворяется в углеводородных продуктивных интервалах и вступает в реакцию гидролитической поликонденсации с водой, содержащейся в обводнявшихся интервалах, при отсутствии взаимодействия с нефтью. Проникновение состава в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой при взаимодействии с водой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы вглубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме массопередачи. При этом процесс можно представить как подвод реагента к реакционной поверхности с последующим распределением продуктов реакции в агрессивной среде. Нейтрализация реагента в условиях движущейся агрессивной фазы идет до нулевой концентрации. Образованный в пористой среде полимер «лестничного типа», с прочной адгезией по отношению к песчаникам породы за счет содержания диатомита, закупоривает водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обводившейся зоне пласта.The mechanism of formation of an impermeable screen for water from organosilicon compounds when introduced into the borehole zone of the formation is as follows. The composition based on ETS 40, GKZh-11N and diatomite dissolves in hydrocarbon production intervals and enters into a hydrolytic polycondensation reaction with water contained in waterlogged intervals in the absence of interaction with oil. The penetration of the composition into water-saturated formations causes the formation of a zone consisting of a porous medium saturated with a polymer mass, the viscosity of which, when interacting with water, increases with increasing concentration up to a complete loss of fluidity. From this moment, the penetration of the plugging polymer mass into the pore channels stops. The chemical reaction of injected substances with produced water is carried out according to the mass transfer scheme. In this case, the process can be represented as the supply of a reagent to the reaction surface with the subsequent distribution of reaction products in an aggressive environment. The neutralization of the reagent in a moving aggressive phase goes to zero concentration. The staircase-type polymer formed in a porous medium, with strong adhesion to the sandstones of the rock due to the content of diatomite, clogs water-saturated intervals and cementes sand in the encircled zone of the formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013125841/03A RU2529080C1 (en) | 2013-06-04 | 2013-06-04 | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013125841/03A RU2529080C1 (en) | 2013-06-04 | 2013-06-04 | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2529080C1 true RU2529080C1 (en) | 2014-09-27 |
Family
ID=51656528
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013125841/03A RU2529080C1 (en) | 2013-06-04 | 2013-06-04 | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2529080C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588582C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for isolation of bottom water inflow in oil wells |
RU2661931C1 (en) * | 2017-09-25 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for formation water isolation in oil and gas wells |
RU2721616C1 (en) * | 2019-11-15 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Composition for sealing voids in rock |
RU2798450C1 (en) * | 2023-01-23 | 2023-06-22 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Water-repellent composition to limit water inflows |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1521093A (en) * | 1975-08-26 | 1978-08-09 | Shell Int Research | Process for plugging an earth formation and an emulsion therefor |
SU667314A1 (en) * | 1977-09-20 | 1979-06-15 | Ростовский-на-Дону научно-исследовательский институт технологии машиностроения | Suspension for making ceramic moulds by permanent patterns |
RU2078919C1 (en) * | 1995-02-01 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Composition for restriction of influx of formation waters |
RU2211306C1 (en) * | 2002-03-11 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Composition for repair and waterproofing operations in wells |
RU2329986C2 (en) * | 2006-08-22 | 2008-07-27 | Людмила Григорьевна Федяева | Method of producing of granulated thermal insulation material |
-
2013
- 2013-06-04 RU RU2013125841/03A patent/RU2529080C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB1521093A (en) * | 1975-08-26 | 1978-08-09 | Shell Int Research | Process for plugging an earth formation and an emulsion therefor |
SU667314A1 (en) * | 1977-09-20 | 1979-06-15 | Ростовский-на-Дону научно-исследовательский институт технологии машиностроения | Suspension for making ceramic moulds by permanent patterns |
RU2078919C1 (en) * | 1995-02-01 | 1997-05-10 | Сергей Владимирович Гусев | Composition for restriction of influx of formation waters |
RU2211306C1 (en) * | 2002-03-11 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Composition for repair and waterproofing operations in wells |
RU2329986C2 (en) * | 2006-08-22 | 2008-07-27 | Людмила Григорьевна Федяева | Method of producing of granulated thermal insulation material |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТУ 2229-276-05763441-99 Жидкость гидрофобизирующая ГКЖ 11 Н. ГОСТ 26371-84. Этилсиликат-40. ТУ. "М; Издательство стандартов * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588582C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for isolation of bottom water inflow in oil wells |
RU2661931C1 (en) * | 2017-09-25 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Composition for formation water isolation in oil and gas wells |
RU2721616C1 (en) * | 2019-11-15 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Composition for sealing voids in rock |
RU2798450C1 (en) * | 2023-01-23 | 2023-06-22 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Water-repellent composition to limit water inflows |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11162023B2 (en) | Method for treatment of bottomhole formation zone | |
AU2014404403B2 (en) | Proppant suspension in hydraulic fracturing | |
RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
RU2416025C1 (en) | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks | |
Podoprigora et al. | Research of the influence of polymeric drilling mud on the filtration-capacitive properties of polymictic sandstones | |
RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
AU2012301442B2 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2555975C1 (en) | Method to treat bottomhole area of production well | |
AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
RU2492317C1 (en) | Method to increase well productivity | |
RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
RU2360099C1 (en) | Method of restriction of water inrush in well | |
RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2483093C1 (en) | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method | |
RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation | |
RU2187620C2 (en) | Method of water shut-off in porous-fractured oil reservoirs | |
RU2416020C1 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2370629C1 (en) | Method of restricting water production into oil producing well | |
RU2769942C9 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation | |
RU2097528C1 (en) | Method of treating oil well bottom zone | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20150710 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150605 |