RU2709624C1 - Modified polymer thickener - Google Patents
Modified polymer thickener Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709624C1 RU2709624C1 RU2019120473A RU2019120473A RU2709624C1 RU 2709624 C1 RU2709624 C1 RU 2709624C1 RU 2019120473 A RU2019120473 A RU 2019120473A RU 2019120473 A RU2019120473 A RU 2019120473A RU 2709624 C1 RU2709624 C1 RU 2709624C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- modified polymer
- wells
- polymer thickener
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F20/00—Homopolymers and copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride, ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F20/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms, Derivatives thereof
- C08F20/52—Amides or imides
- C08F20/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F20/56—Acrylamide; Methacrylamide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K5/00—Use of organic ingredients
- C08K5/04—Oxygen-containing compounds
- C08K5/09—Carboxylic acids; Metal salts thereof; Anhydrides thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/24—Homopolymers or copolymers of amides or imides
- C08L33/26—Homopolymers or copolymers of acrylamide or methacrylamide
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, и направлено на повышение стабильности водных растворов полимеров в пластовых условиях, используемых для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин, для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry, and is aimed at improving the stability of aqueous solutions of polymers in reservoir conditions used to isolate water inflow into oil wells, to increase oil recovery and reduce water cut in well production, to control the injectivity profile of injection wells.
В настоящее время с целью интенсификации процессов нефтедобычи широко применяется закачка в пласт водных растворов полимеров как с целью регулирования подвижности вытесняющей воды, так и с целью выравнивания неоднородности пористой среды и ограничения водопритока к скважинам. Наиболее эффективным и широко применяемым полимером для повышения нефтеотдачи является полиакрил амид (ПАА).Currently, in order to intensify the processes of oil production, injection into the formation of aqueous solutions of polymers is widely used both to control the mobility of the displacing water and to even out the heterogeneity of the porous medium and to limit water inflow to the wells. The most effective and widely used polymer for enhanced oil recovery is polyacryl amide (PAA).
Применение ПАА в технологиях повышения нефтеотдачи наряду с большими преимуществами имеет существенные недостатки. Одним из них является нестабильность вязкостных и вязкоупругих свойств водных растворов ПАА, вызванная тем, что в условиях пласта макромолекулы подвергаются совместному воздействию температур, давлений, сдвиговых напряжений, растворенных в воде солей. Результатом этих воздействий является, как правило, снижение вязкости растворов ПАА, ухудшение их эксплуатационных свойств, недостаточная эффективность применения.The use of PAA in oil recovery enhancement technologies, along with great advantages, has significant disadvantages. One of them is the instability of the viscous and viscoelastic properties of PAA aqueous solutions, caused by the fact that under formation conditions the macromolecules are subjected to the combined action of temperatures, pressures, shear stresses, salts dissolved in water. The result of these effects is, as a rule, a decrease in the viscosity of PAA solutions, deterioration of their operational properties, and insufficient application efficiency.
Одним из способов защиты водных растворов ПАА от деградации в условиях нефтедобычи является применение стабилизаторов различного механизма действия. При выборе стабилизатора учитывают его эффективность, технологичность применения, токсичность, стоимость и другие факторы.One of the ways to protect PAA aqueous solutions from degradation in oil production is the use of stabilizers of various mechanisms of action. When choosing a stabilizer, its effectiveness, manufacturability, toxicity, cost and other factors are taken into account.
Известен состав на основе водного раствора полиакриламида, стабилизированный неорганическими водорастворимыми солями щелочных и щелочноземельных металлов, неорганическими кислотами (SU №994517, опубл. 07.02.1983). Недостатком известного состава является низкая эффективность.A known composition based on an aqueous solution of polyacrylamide, stabilized with inorganic water-soluble salts of alkali and alkaline earth metals, inorganic acids (SU No. 994517, publ. 07.02.1983). A disadvantage of the known composition is low efficiency.
Известны составы на основе водных растворов полиакриламида, стабилизированные введением в раствор различных органических веществ. В качестве органических веществ используют этанол (SU №1754741, опубл. 15.08.1991), мочевину (Патент RU №2350635, опубл. 27.03.2009), неионогенные поверхностно-активные вещества (SU №1594958, опубл. 23.02.1990), полигексаметиленгуанидин (SU №1716861, опубл. 20.08.1995), гидроксиламин (Патент RU №2069677, опубл. 27.11.1996).Known compositions based on aqueous solutions of polyacrylamide, stabilized by the introduction of various organic substances into the solution. Ethanol (SU No. 1754741, publ. 08/15/1991), urea (Patent RU No. 2350635, publ. 03/27/2009), nonionic surfactants (SU # 1594958, publ. 23.02.1990), polyhexamethylene guanidine are used as organic substances. (SU No. 1716861, publ. 08/20/1995), hydroxylamine (Patent RU No. 2069677, publ. 11/27/1996).
Недостатком известных составов является относительно низкая эффективность стабилизации. Кроме того, вещества, используемые в этих составах, либо изменяют структуру и свойства полиакриламида, оказывая неблагоприятное влияние на свойства его растворов, либо нетехнологичны в применении.A disadvantage of the known compositions is the relatively low stabilization efficiency. In addition, the substances used in these compositions either change the structure and properties of polyacrylamide, adversely affecting the properties of its solutions, or are not technologically advanced in use.
Известен также модифицированный загуститель для повышения нефтеотдачи пласта на основе радиационно-обработанного полакриламида. Указанный реагент со степенью гидролиза от 4 до 40% мас. получают обработкой порошкообразных полимеров ионизирующим излучением поглощенной дозой 0,5-3,0 МРад (Патент RU №2069256, опубл. 20.11.1996).Also known is a modified thickener to enhance oil recovery based on radiation-treated polyacrylamide. The specified reagent with a degree of hydrolysis from 4 to 40% wt. obtained by treating powdered polymers with ionizing radiation absorbed dose of 0.5-3.0 Mrad (Patent RU No. 2069256, publ. 20.11.1996).
Недостатком состава является то, что пост-радиационные эффекты облученного полиакриламида приводят к деструкции полимера. Для уменьшения процесса радиационного старения к полученному продукту необходимы добавки антиоксидантов или антирадов.The disadvantage of the composition is that the post-radiation effects of irradiated polyacrylamide lead to the destruction of the polymer. To reduce the process of radiation aging, additives of antioxidants or antirads are necessary to the resulting product.
Наиболее близким к предлагаемому реагенту по технической сущности является полимерная композиция, в состав которой входит водорастворимый полиакриламид и стабилизатор - салициловая кислота или ее соли в количестве 0,01-20% от массы полиакриламида (Патент RU №2141981, опубл. 27.11.1999).The closest to the proposed reagent in technical essence is a polymer composition, which includes water-soluble polyacrylamide and a stabilizer - salicylic acid or its salts in an amount of 0.01-20% by weight of polyacrylamide (Patent RU No. 21411981, publ. 27.11.1999).
Недостатком данного реагента являются невысокие реологические характеристики при высоких сдвиговых напряжениях.The disadvantage of this reagent is the low rheological characteristics at high shear stresses.
Целью предполагаемого изобретения является разработка модифицированного полимерного загустителя, обеспечивающего высокую эффективность при использовании в качестве загущающих и структурообразующих агентов в процессах добычи нефти.The aim of the proposed invention is the development of a modified polymer thickener, which provides high efficiency when used as thickening and structure-forming agents in oil production processes.
Поставленная цель и указанный технический результат достигаются предлагаемым модифицированным полимерным загустителем, включающим водорастворимый полиакриламид (ПАА) и стабилизатор, где в качестве стабилизатора используют адипиновую кислоту, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The goal and the specified technical result are achieved by the proposed modified polymer thickener, including water-soluble polyacrylamide (PAA) and a stabilizer, where adipic acid is used as a stabilizer, in the following ratio of components, wt. %:
- Водорастворимый полиакриламид - 98,0-99,0;- Water-soluble polyacrylamide - 98.0-99.0;
- Адипиновая кислота - 1,0-2,0.- Adipic acid - 1.0-2.0.
Адипиновая кислота (1,4-бутандикарбоновая кислота, гександиовая кислота) - предельная двухосновная кислота, относится к классу карбоновых кислот. Представляет собой мелкие кристаллы белого цвета, выпускается по ГОСТ 10558-80. Используется как пищевая добавка (зарегистрированная под № Е355) как антиоксидант и регулятор кислотности. Большая часть адипиновой кислоты, около 90%, применяется для производства синтетических полиамидных волокон (например, нейлона) и полиуретанов.Adipic acid (1,4-butanedicarboxylic acid, hexanedioic acid) is the ultimate dibasic acid, belongs to the class of carboxylic acids. Represents small crystals of white color, is produced according to GOST 10558-80. It is used as a food supplement (registered under No. E355) as an antioxidant and acidity regulator. Most adipic acid, about 90%, is used to produce synthetic polyamide fibers (such as nylon) and polyurethanes.
В качестве полимеров для приготовления модифицированного полимерного загустителя могут быть использованы водорастворимые полиакриламиды отечественного или зарубежного производства со средней и высокой молекулярной массой (10-25 млн. ед.) и степенью гидролиза до 40%.As the polymers for the preparation of the modified polymer thickener, water-soluble polyacrylamides of domestic or foreign production with an average and high molecular weight (10-25 million units) and a degree of hydrolysis of up to 40% can be used.
Модифицированный полимерный загуститель, содержащий 1,0 мас. % стабилизатора, используется для приготовления растворов на пресных и слабо-минерализованных водах, а также в составах со сшивателем.A modified polymer thickener containing 1.0 wt. % stabilizer, used to prepare solutions in fresh and slightly mineralized waters, as well as in compositions with a crosslinker.
Модифицированный полимерный загуститель, содержащий 2,0 мас. % стабилизатора, используется для приготовления растворов на минерализованных водах.A modified polymer thickener containing 2.0 wt. % stabilizer, used for the preparation of solutions on mineralized waters.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет того, что добавка в полиакриламид адипиновой кислоты, являющейся антиоксидантом, способствует снижению окислительной деструкции на стадии приготовления водных растворов полимеров. Кроме того, водные растворы полиакриламида и адипиновой кислоты подвержены гидролизу. При этом происходит присоединение кислотных остатков адипиновой кислоты к функциональным группам полиакриламида, предположительно по схеме:The achievement of the specified technical result is provided due to the fact that the addition of adipic acid, which is an antioxidant, to the polyacrylamide, helps to reduce oxidative degradation at the stage of preparing aqueous polymer solutions. In addition, aqueous solutions of polyacrylamide and adipic acid are susceptible to hydrolysis. In this case, the adipic acid residues are attached to the functional groups of the polyacrylamide, presumably according to the scheme:
В результате чего водные растворы модифицированного полимерного загустителя обладают повышенной вязкостью и стабильностью в пластовых условиях.As a result, aqueous solutions of the modified polymer thickener have a high viscosity and stability in reservoir conditions.
Вязкостные свойства растворов модифицированного полимерного загустителя регулируются его концентрацией в водном растворе. Используются, как правило, концентрации в диапазоне от 0,03 до 0,8%, с добавкой сшивателя или без него. Однако, в некоторых случаях, могут быть использованы концентрации ниже или выше указанного диапазона, в зависимости от исходных характеристик модифицируемого полимера, а также от геолого-физических условий месторождений: пластовой температуры, состава пластовой воды, неоднородности коллектора, приемистости нагнетательных скважин, толщины пласта и степени разработки месторождения. Для каждого конкретного объекта оптимальные составы определяются предварительными лабораторными испытаниями.The viscous properties of the solutions of the modified polymer thickener are governed by its concentration in the aqueous solution. Concentrations in the range from 0.03 to 0.8% are usually used, with or without a crosslinker. However, in some cases, concentrations lower or higher than the specified range may be used, depending on the initial characteristics of the polymer being modified, as well as on the geological and physical conditions of the deposits: reservoir temperature, formation water composition, reservoir heterogeneity, injectivity of injection wells, formation thickness and degree of field development. For each specific object, the optimal compositions are determined by preliminary laboratory tests.
Для подтверждения эффективности использования предлагаемого реагента в качестве загустителя для увеличения охвата пласта заводнением, в лаборатории были проведены исследования вязкостных характеристик растворов на минерализованной и пресной водах модифицированного и не модифицированного полимеров для сравнения их загущающей способности. Исследования проводили при простом сдвиговом течении в свободном объеме с использованием ротационного вискозиметра Брукфильда при скорости сдвига 122,0 с-1 (моделирование высоких сдвиговых напряжений).To confirm the effectiveness of using the proposed reagent as a thickener to increase the waterflood coverage of the reservoir, the viscosity studies of the solutions on the mineralized and fresh waters of modified and unmodified polymers were conducted in the laboratory to compare their thickening ability. The studies were carried out with a simple shear flow in a free volume using a Brookfield rotational viscometer at a shear rate of 122.0 s -1 (high shear stress modeling).
Реологические данные, полученные при сдвиговом течении, позволяют прогнозировать поведение полимерного раствора в пористой среде.The rheological data obtained in the shear flow make it possible to predict the behavior of the polymer solution in a porous medium.
Стабильность реологических свойств водных растворов испытываемых образцов во времени, оценивали по изменению вязкости через определенные промежутки времени в процессе хранения растворов при 70°С (для ускорения процессов старения). Измерение вязкости проводили после охлаждения испытываемых образцов до 25°С.The stability of the rheological properties of aqueous solutions of the tested samples over time was evaluated by the change in viscosity at certain intervals during storage of solutions at 70 ° C (to accelerate the aging process). The viscosity was measured after cooling the test samples to 25 ° C.
Для модификации и проведения лабораторных испытаний использовали полиакриламиды марок: FP-307, фирма-производитель ООО «СНФ Балтреагент» и АРАМ-3, фирма-производитель «Vidar water Industrial Co.LTD», имеющие следующие характеристики:To modify and conduct laboratory tests, polyacrylamides of the following grades were used: FP-307, manufacturing company LLC SNF Baltreagent, and ARAM-3, manufacturing company Vidar water Industrial Co.LTD, having the following characteristics:
Модифицированный полимерный загуститель готовили тщательным перемешиванием сухих порошкообразных компонентов:A modified polymer thickener was prepared by thoroughly mixing dry powder components:
- ПАА - 98,0-99,0 г;- PAA - 98.0-99.0 g;
- адипиновая кислота - 1,0-2,0 г.- adipic acid - 1.0-2.0 g.
Для приготовления растворов использовали в качестве пресной воды -модель волжской воды с общей минерализацией 0,32 г/дм3. В качестве минерализованной воды - модель минерализованной воды с общей минерализацией 88,0 г/дм3.For the preparation of solutions, the Volga water model with a total salinity of 0.32 g / dm 3 was used as fresh water. As mineralized water, a model of mineralized water with a total salinity of 88.0 g / dm 3 .
Приготовление растворов полимеров осуществляли с помощью двухлопастной мешалки с размахом лопастей 60 мм и шириной лопасти 10 мм, с приводом, обеспечивающим скорость перемешивания 5-7 с-1. Концентрации для проведения испытаний составили 0,05; 0,1 и 0,2 мас. %, диапазон концентраций, наиболее часто используемый в технологиях увеличения охвата пласта заводнением.The preparation of polymer solutions was carried out using a two-blade mixer with a blade span of 60 mm and a blade width of 10 mm, with a drive providing a mixing speed of 5-7 s -1 . Concentrations for testing were 0.05; 0.1 and 0.2 wt. %, the concentration range most commonly used in waterflood enhancement technologies.
Результаты проведенных экспериментов представлены в таблице 1.The results of the experiments are presented in table 1.
Оценку эффективности использования заявляемого состава для изоляции обводненных, высокопроницаемых пропластков, проводили в лабораторных условиях по снижению уровня проницаемости пористой среды образующимися в модели пласта системами.Evaluation of the effectiveness of the use of the inventive composition for the isolation of watered, highly permeable layers was carried out in laboratory conditions to reduce the level of permeability of the porous medium by the systems formed in the reservoir model.
Для этого были приготовлены растворы модифицированных и исходных полимеров указанных маркок на пресной и минерализованной водах, концентраций 0,3; 0,5 и 0,8 мас. % по описанной выше методике. В готовые растворы, при постоянном перемешивании, дозировали сшиватель, в количестве 10 мас. % от массы сухого ПАА. В качестве сшивателя использовали ацетат хрома, выпускаемый по ТУ 6-02-0009912-70-00 в виде 50% водного раствора.For this, solutions of the modified and initial polymers of the indicated marks were prepared in fresh and mineralized waters, concentrations 0.3; 0.5 and 0.8 wt. % according to the method described above. In the finished solutions, with constant stirring, the crosslinker was dosed, in an amount of 10 wt. % by weight of dry PAA. As a crosslinker used chromium acetate, produced according to TU 6-02-0009912-70-00 in the form of a 50% aqueous solution.
Фильтрационные эксперименты проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86, на песчаной насыпной модели пласта с проницаемостью в диапазонах 8,1-15,3 мкм2, моделирующих высокопроницаемый, обводненный пропласток, подлежащий изоляции.Filtration experiments were carried out in accordance with OST 39-195-86, on a sandy bulk model of a formation with permeability in the ranges of 8.1-15.3 μm 2 , simulating a highly permeable, flooded interlayer to be isolated.
Модель пласта вакуумировали, насыщали водой и определяли исходную проницаемость по воде. После этого прокачивали один поровый объем состава и, после выдержки на период образования и упрочнения полимерного геля, во всех экспериментах определяли коэффициент изоляции по изменению проницаемости керна. Все эксперименты проводили при постоянном перепаде давления между торцами модели пласта при 25°С.The reservoir model was evacuated, saturated with water and the initial water permeability was determined. After that, one pore volume of the composition was pumped and, after exposure to the period of formation and hardening of the polymer gel, the isolation coefficient was determined in all experiments by the change in core permeability. All experiments were carried out at a constant pressure drop between the ends of the reservoir model at 25 ° C.
Снижение проницаемости (коэффициент изоляции) рассчитывали по формуле:Permeability reduction (isolation coefficient) was calculated by the formula:
(К1-К2)/К1⋅100,%;(K 1 -K 2 ) / K 1 ⋅100,%;
где К1 - первоначальная проницаемость по воде, мкм2;where K 1 is the initial water permeability, μm 2 ;
К2 - проницаемость по воде после формирования геля, мкм2.K 2 - water permeability after gel formation, μm 2 .
Стабильность изолирующих свойств испытываемых образцов во времени оценивали по изменению коэффициента изоляции в процессе их хранения в термостате при 70°С. Для этого, периодически, с интервалом семь суток, керн вынимали из термостата, охлаждали до 25°С и прокачивали воду, определяя проницаемость керна.The stability of the insulating properties of the tested samples over time was evaluated by the change in the insulation coefficient during storage in an thermostat at 70 ° C. To do this, periodically, with an interval of seven days, the core was removed from the thermostat, cooled to 25 ° C, and water was pumped, determining the core permeability.
Результаты проведенных экспериментов представлены в таблице 2.The results of the experiments are presented in table 2.
В таблице 2, представлен коэффициент изоляции (Кизол.) после 21 суток выдержки при 70°С.Table 2 shows the insulation coefficient (Kizol.) After 21 days at 70 ° C.
Как видно из представленных в таблице 1 результатов испытаний, использование модифицированного полимерного загустителя позволяет увеличить вязкость растворов в пресной и минерализованной водах, а также повысить их устойчивость при высоких сдвиговых напряжениях по сравнению с теми же полимерами без добавки стабилизатора.As can be seen from the test results presented in table 1, the use of a modified polymer thickener can increase the viscosity of solutions in fresh and mineralized waters, as well as increase their stability at high shear stresses compared to the same polymers without the addition of a stabilizer.
Результаты, приведенные в таблице 2, подтверждают эффективность использования водных растворов модифицированного полимерного загустителя со сшивателем для изоляции обводненных, высокопроницаемых пропластков по сравнению с теми же полимерами без добавки стабилизатора.The results are shown in table 2, confirm the effectiveness of using aqueous solutions of a modified polymer thickener with a crosslinker to isolate watered, highly permeable layers compared to the same polymers without the addition of a stabilizer.
Коэффициент изоляции полимеров с введенным стабилизатором возрастает на 14-15% (табл. 2).The insulation coefficient of polymers with stabilizer added increases by 14-15% (table. 2).
Таким образом, можно сделать вывод, что введение стабилизатора в порошкообразные водорастворимые полиакриламиды по предлагаемому изобретению, позволит повысить и сохранить эксплуатационные свойства полимеров во времени. Предлагаемый состав прост при изготовлении, технологичен и экологически безопасен.Thus, we can conclude that the introduction of a stabilizer in the powdery water-soluble polyacrylamides according to the invention will improve and maintain the operational properties of the polymers over time. The proposed composition is simple to manufacture, technologically advanced and environmentally friendly.
С целью оптимизации количества компонентов состава и обеспечения технологичности процесса приготовления растворов на промысле, компоненты состава смешивают на производственной базе и поставляют на промысел однокомпонентным порошком.In order to optimize the number of components of the composition and ensure the manufacturability of the process of preparing solutions in the field, the components of the composition are mixed on a production basis and supplied to the field with a single component powder.
При использовании модифицированного полимерного загустителя на промысле закачку реагента производят на стандартном оборудовании по общепринятым технологиям.When using a modified polymer thickener in the field, the reagent is injected using standard equipment using generally accepted technologies.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120473A RU2709624C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Modified polymer thickener |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019120473A RU2709624C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Modified polymer thickener |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2709624C1 true RU2709624C1 (en) | 2019-12-19 |
Family
ID=69006642
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019120473A RU2709624C1 (en) | 2019-06-28 | 2019-06-28 | Modified polymer thickener |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2709624C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU994517A1 (en) * | 1981-01-16 | 1983-02-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Polyacryl amide based composition (modifications) |
| SU1356964A3 (en) * | 1977-12-14 | 1987-11-30 | Нитто Кемикал Индастри Ко. Лтд (Фирма) | Method of stabilizing water solution of polyacrylamide or partially hydrolized polycrylamide,or acrylamide copolymer with methacrylic acid |
| US5441928A (en) * | 1991-11-26 | 1995-08-15 | Eniricerche S.P.A. | Aqueous gellable composition containing an anti-syneresis agent |
| RU2141981C1 (en) * | 1996-07-03 | 1999-11-27 | Мицубиси Рэйон Ко., Лтд. | Stabilizer for polyacrylamide and polyacrylamide composition |
| WO2016093814A1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition for treatment of subterranean formations |
-
2019
- 2019-06-28 RU RU2019120473A patent/RU2709624C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1356964A3 (en) * | 1977-12-14 | 1987-11-30 | Нитто Кемикал Индастри Ко. Лтд (Фирма) | Method of stabilizing water solution of polyacrylamide or partially hydrolized polycrylamide,or acrylamide copolymer with methacrylic acid |
| SU994517A1 (en) * | 1981-01-16 | 1983-02-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Polyacryl amide based composition (modifications) |
| US5441928A (en) * | 1991-11-26 | 1995-08-15 | Eniricerche S.P.A. | Aqueous gellable composition containing an anti-syneresis agent |
| RU2141981C1 (en) * | 1996-07-03 | 1999-11-27 | Мицубиси Рэйон Ко., Лтд. | Stabilizer for polyacrylamide and polyacrylamide composition |
| WO2016093814A1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition for treatment of subterranean formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DD202037A5 (en) | PROCESS FOR PREPARING WATER-SOLUBLE COPOLYMERISATES | |
| EP2078066B1 (en) | Biocide for well stimulation | |
| RU2468057C2 (en) | Inhibiting drill fluid | |
| EP0909871A1 (en) | Method for treating water-containing natural gas wells and gas storage wells | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| EP2892974B1 (en) | Use of thermo-thickening polymers in the gas- and oilfield industry | |
| RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
| DE2657443B2 (en) | Gel-like aqueous composition for acidifying underground formations | |
| RU2709624C1 (en) | Modified polymer thickener | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2076202C1 (en) | Compound for water shutoff in wells and increase of oil recovery | |
| CN113136185A (en) | Organic water plugging gel for low-temperature hypersalinity oil reservoir | |
| RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
| RU2614838C1 (en) | Cationic drilling mud | |
| EP0088206B1 (en) | Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2693101C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| US20210380866A1 (en) | Sago-based formulations for gel applications including conformance control and water shutoffs | |
| RU2627807C1 (en) | Oil and gas well killing fluid | |
| EP0165560B1 (en) | Process for improving the properties of aqueous solutions of polymers used in oil recovery by flooding | |
| RU2727986C1 (en) | Oil displacement composition | |
| RU2655311C1 (en) | Synthetic drilling solution | |
| RU2793057C1 (en) | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs | |
| RU2190753C1 (en) | Process of temporary insulation of interval of active pool |