RU2703598C1 - Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) - Google Patents
Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703598C1 RU2703598C1 RU2018135815A RU2018135815A RU2703598C1 RU 2703598 C1 RU2703598 C1 RU 2703598C1 RU 2018135815 A RU2018135815 A RU 2018135815A RU 2018135815 A RU2018135815 A RU 2018135815A RU 2703598 C1 RU2703598 C1 RU 2703598C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- water
- composition
- forming composition
- pts
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 38
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 26
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 16
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000001166 ammonium sulphate Substances 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101000601610 Drosophila melanogaster Heparan sulfate N-sulfotransferase Proteins 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах. Гелеобразующий состав содержит 1,1-4 мас.ч. полиакриламида, 0,13-0,65 мас.ч. ацетата хрома, 0,3-3,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. При этом полиакриламид имеет молекулярную массу 1-2,5 млн а.е.м. и анионность 3-10%. При этом в качестве воды используют пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширение технологических возможностей состава за счет применения в низкотемпературных скважинах. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.
Известен состав для изоляции водопритока (патент RU №2215870, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.2003 в бюл. №31), который содержит анионный полимер, соль поливалентного катиона и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: анионный полимер - 0,001-0,08; соль поливалентного катиона - 0,0005-0,002; указанная вода - остальное. В качестве воды используют воду с содержанием солей до 280 мг/л.
Недостатком состава является низкая эффективность изоляции водопритока, так как из-за низкой концентрации компонентов невозможно получить прочный гель.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является состав для изоляции водопритока (патент RU №2272891, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), содержащий полимер акриламида, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: полимер акриламида - 1-7; ацетат хрома - 0,1-0,5; вода - остальное. В качестве указанного полимера акриламида в составе используют неионогенный полимер акриламида АК-631 марки Н-50 с молекулярной массой не более 1 млн. а.е.м. и степенью гидролиза не более 0,5%.
Недостатком известного состава является его низкая эффективность для низкотемпературных скважин. Использование в составе неионогенного полимера с молекулярной массой не более 1 млн. а.е.м. и со степенью гидролиза не более 0,5% приводит к снижению прочности состава при низких температурах пласта и увеличению времени его гелеобразования до пяти суток.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности гелеобразующего состава за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширение технологических возможностей состава за счет применения в низкотемпературных скважинах.
Технические задачи решаются гелеобразующим составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим полимер акриламида, ацетат хрома и воду.
Новым является то, что в качестве полимера акриламида состав содержит полиакриламид с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. и анионностью 3-10%, в качестве воды - пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| полиакриламид | 1,1-4 |
| ацетат хрома | 0,13-0,65 |
| сульфат аммония | 0,3-3,0 |
| вода | 100. |
Для приготовления гелеобразующего состава используют следующие компоненты:
- полиакриламид (ПАА) - водорастворимый полимер, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м., со степенью анионности от 3 до 10%, с содержанием основного вещества не менее 90%;
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;
- сульфат аммония (выпускается по ГОСТ 9097-82);
- воду пресную или минерализованную с хлоркальциевой минерализацией плотностью 1000-1190 кг/м3. Применение в качестве воды любой из указанных приводит к одному техническому результату.
Сущность изобретения состоит в создании гелеобразующего состава для изоляции водопритока. Состав готовят в пресной или минерализованной воде, которая не замерзает при температуре до минус 20°C, за счет чего возможно всесезонное использование гелеобразующего состава. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет время гелеобразования, достаточное для закачки в скважину за счет его малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования. После перемешивания компонентов гель образуется в течение 18-36 ч путем постепенного набора вязкости, после чего происходит упрочнение геля до состояния неподвижности в течение 48-72 ч от смешения компонентов. В гелеобразующем составе на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. и анионностью 3-10%, в качестве инициатора гелеобразования используют ацетат хрома. Изменением количества ацетата хрома в гелеобразующем составе регулируют время гелеобразования, которое можно расширить вплоть до нескольких суток, что необходимо для удаленного доступа гелеобразующего состава в пласт. Увеличение
молекулярной массы ПАА и величины его заряда (степени анионности) приводит к повышению динамической вязкости гелеобразующего состава. Прочность гелеобразующего состава возрастает с увеличением концентрации ПАА. При проведении водоизоляционных работ в скважинах чаще всего используют гелеобразующие составы на основе ПАА с молекулярной массой 5,0-15,0 млн. а.е.м., при концентрации ПАА молекулярной массой более 1 мас. ч. вязкость гелеобразующих составов возрастает настолько, что их невозможно прокачивать с использованием типовой специальной техники, увеличивается также нагрузка на насосное оборудование при закачке такого вязкого гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. с концентрацией до 1,1-4 мас. ч. обладает вязкостью, приемлемой для закачивания по насосно-компрессорным трубам (НКТ) не более 45 с (условную вязкость замеряли на В3-246 с диаметром сопла 6 мм). Для упрочнения гелеобразующего состава в него вводят сульфат аммония.
В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. При температуре 22±2°C в стеклянный стакан при перемешивании механической мешалкой наливают 100 мл воды (100 мас. ч.), 0,9 г (0,9 мас. ч.) сульфата аммония и 2 г (2 мас. ч.) ПАА, далее раствор перемешивают до растворения компонентов. В полученный раствор при перемешивании в течение 1 мин добавляют 0,25 мл (0,32 мас. ч.) ацетата хрома и оставляют гелеобразующий состав на гелеобразование. Ацетат хрома является гелеобразователем состава, сульфат аммония - упрочняющей добавкой.
Для сравнения эффективности предложения провели испытание гелеобразующего состава по предложению и наиболее близкого аналога на прочность при температуре 22±2°C. Испытания проводили следующим образом: в капиллярную трубку диаметром 6 мм и длиной 3 м заливали гелеобразующий состав до тех пор, пока он не начинал выходить из трубки, и оставляли его на гелеобразование. Через 48-72 ч полученный гель выдавливали под давлением и рассчитывали градиент давления сдвига. Результаты испытаний представлены в таблице.
Таблица - Результаты проверки гелеобразующего состава по предложению и наиболее близкого аналога на прочность при температуре 22±2°C
По результатам испытаний гелеобразующего состава на прочность, представленным в таблице, был выбран диапазон соотношений в гелеобразующем составе при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| ПАА | 1,1-4 |
| ацетат хрома | 0,13-0,65 |
| сульфат аммония | 0,3-3,0 |
| вода | остальное. |
Оптимальное время гелеобразования, за которое гелеобразующий состав набирает наибольшую прочность - 48-72 ч.
Результаты исследований показали, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности. Из таблицы видно, что прочность полученного по предложению геля зависит от количественного содержания компонентов гелеобразующего состава. При введении сульфата аммония прочность предлагаемого состава увеличивается по сравнению с составом без сульфата аммония. Оптимальными концентрациями компонентов являются составы 3-6, происходит дополнительное структурирование и увеличение адгезионных свойств.
Использование в гелеобразующем составе ПАА менее 1,1 мас. ч., ацетата хрома менее 0,13 мас. ч. и сульфата аммония менее 0,3 мас. ч. и более 3,0 мас. ч. не приводит к образованию прочного геля.
Увеличение в гелеобразующем составе ПАА более 4,0 мас. ч., а ацетата хрома более 0,65 мас. ч. нецелесообразно из-за высокой вязкости гелеобразующего состава - более 45 с (условную вязкость замеряли на ВЗ-246, с диаметром сопла 6 мм), а
также с экономической точки зрения. Закачка гелеобразующего состава с таким содержанием компонентов затруднена из-за большой вязкости, к тому же из-за этого гелеобразующий состав не будет проникать в пористую среду изолируемого пласта.
При необходимости удаления гелеобразующго состава из ствола скважины, а после формирования геля в пласте - восстановления проницаемости нефтенасыщенных пропластков гель можно разрушить раствором гипохлорита натрия с массовой концентрацией активного хлора в пределах 12-19 г/дм3 в соотношении к 1 объему гелеобразующего состава - 0,1-0,5 объем гипохлорита натрия. В результате окисляющего воздействия водного раствора гипохлорита натрия происходит разрушение геля, образованного из гелеобразующего состава.
Выполнение работ на скважине с использованием гелеобразующего состава проводят следующим образом. Определяют приемистость изолируемого интервала перфорации и количество закачиваемых компонентов. Для приготовления гелебразующего состава рабочий объем первой смесительной емкости установки КУДР-8 заполняют водой. При постоянном перемешивании в процессе набора воды подают в первую смесительную емкость сульфат аммония, ПАА и ацетат хрома с расходом, соответствующим расходу подаваемой воды, полученный состав перемешивают в течение 15 мин и закачивают в скважину. Одновременно с закачиванием в скважину гелеобразующего состава из первой смесительной емкости аналогичным способом готовят гелеобразующий состав во второй смесительной емкости установки КУДР-8 и закачивают его в скважину. Поочередное приготовление гелеобразующего состава в двух смесительных емкостях и закачивание его в скважину продолжают до закачивания всего запланированного объема. При достижении давления, близкого к максимально допустимому, закачивание и приготовление гелеобразующего состава прекращают и продавливают его в пласт закачкой в колонну НКТ технологической жидкости в объеме, равном объему колонны НКТ. Оставляют скважину под остаточным давлением на время образования геля в течение 48-72 ч, проводят ее промывку со спуском колонны НКТ до забоя, далее осваивают ее свабом с целью определения глубины спуска и подходящего типоразмера насоса, после чего спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
Таким образом, создан эффективный гелеобразующий состав за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширены технологические возможности состава за счет применения в низкотемпературных скважинах.
Claims (2)
- Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий полимер акриламида, ацетат хрома и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера акриламида состав содержит полиакриламид с молекулярной массой 1-2,5 млн а.е.м. и анионностью 3-10%, в качестве воды - пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м3, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:
-
полиакриламид 1,1-4 ацетат хрома 0,13-0,65 сульфат аммония 0,3-3,0 вода 100
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135815A RU2703598C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135815A RU2703598C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2703598C1 true RU2703598C1 (ru) | 2019-10-21 |
Family
ID=68318444
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018135815A RU2703598C1 (ru) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2703598C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797766C1 (ru) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости, снижения приемистости в нагнетательных скважинах |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2134345C1 (ru) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину |
| RU2136870C1 (ru) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта |
| RU2187628C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению |
| WO2007093761A1 (en) * | 2006-02-15 | 2007-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| RU2571474C1 (ru) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
-
2018
- 2018-10-09 RU RU2018135815A patent/RU2703598C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071555C1 (ru) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2134345C1 (ru) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину |
| RU2136870C1 (ru) * | 1998-08-10 | 1999-09-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта |
| RU2187628C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-08-20 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению |
| WO2007093761A1 (en) * | 2006-02-15 | 2007-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cleaning sand control screens and gravel packs |
| RU2571474C1 (ru) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797766C1 (ru) * | 2022-06-03 | 2023-06-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИСКО" (ООО "ИСКО") | Способ ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости, снижения приемистости в нагнетательных скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3713489A (en) | Plugging of fractures in underground formations | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| EP0291182A2 (en) | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery | |
| US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| AU2017100604A4 (en) | Method of limiting or reducing permeability of a matrix to liquid or gas flow | |
| RU2704168C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2169256C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2536529C1 (ru) | Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2627807C1 (ru) | Жидкость для глушения нефтегазовых скважин | |
| RU2706150C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину | |
| RU2190753C1 (ru) | Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта | |
| RU2820437C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2601888C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2614997C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в трещиноватых карбонатных коллекторах | |
| CA3080956A1 (en) | High density microfine cement for squeeze cementing operations |