RU2747726C1 - Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах - Google Patents
Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747726C1 RU2747726C1 RU2020129504A RU2020129504A RU2747726C1 RU 2747726 C1 RU2747726 C1 RU 2747726C1 RU 2020129504 A RU2020129504 A RU 2020129504A RU 2020129504 A RU2020129504 A RU 2020129504A RU 2747726 C1 RU2747726 C1 RU 2747726C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- hydrochloric acid
- injection wells
- magnesium chloride
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 56
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 16
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229940050906 magnesium chloride hexahydrate Drugs 0.000 claims abstract description 9
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000001879 gelation Methods 0.000 abstract description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 8
- 229960002337 magnesium chloride Drugs 0.000 description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Технический результат заключается в повышении блокирующей способности состава для высокопроницаемых горных пород за счет увеличения фильтрационных сопротивлений после гелеобразования. Предложен состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах, содержащий лигносульфонаты технические, водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12%, хлорид магния шестиводный, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: лигносульфонаты технические - 27-38; водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12% - 2,7-26,7; хлорид магния шестиводный - 8-15; полиакриламид - 1,3-4,5; вода - остальное. 9 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин.
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.
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.
Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта (патент РФ №2064571, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.07.1996 г.), содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду.
Недостатками состава являются низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта.
Наиболее близким составом того же назначения к заявленному составу по совокупности признаков является состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (патент РФ №2560047, Е21В 43/22, опубл. 20.08.2015), содержащий хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты. Данный состав принят за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - лигносульфонаты технические, соляная кислота, соли.
Недостатком известного состава, принятого за прототип, является образующийся гель, который имеет большое время гелирования, недостаточную блокирующую способность и не высокую механическую прочность. Кроме того, использование керосина или нефти увеличивает стоимость состава.
Технической задачей изобретения является повышение блокирующей способности состава для высокопроницаемых горных пород, снижение стоимости состава.
Техническим результатом является увеличение фильтрационных сопротивлений после гелеобразования с большим снижением остаточной проницаемости по сравнению с аналогами.
Указанный технический результат достигается тем, что известный состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах, содержащий лигносульфонаты технические, соли, соляную кислоту, согласно изобретению содержит водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12%, в качестве солей - хлорид магния шестиводный и дополнительно содержит полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| лигносульфонаты технические | 27-38 |
| водный раствор соляной кислоты | |
| с концентрацией 12% | 2,7-26,7 |
| хлорид магния шестиводный | 8-15 |
| полиакриламид | 1,3-4,5 |
| вода | остальное |
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - введение в состав полиакриламида и воды; использование в качестве солей - хлорида магния шестиводного; использование водного раствора соляной кислоты с концентрацией 12%, а также иное количественное соотношение используемых компонентов, масс. %: лигносульфонаты технические - 27-38; соляная кислота (12%) - 2,7-26,7; хлорид магния шестиводный - 8-15; полиакриламид - 1,3-4,5; вода - остальное.
Технический результат обеспечивается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин включает полиакриламид - 1,3-4,5 мас. %; соляную кислоту (12%) - 2,7-26,7 мас. %, технические лигносульфонаты - 27-38 мас. %, хлорид магния шестиводный - 8-15 мас. % и воду - остальное. Использование состава, в котором количество компонентов больше или меньше указанного, приводит либо к изменению динамической вязкости и времени гелеобразования. В результате слишком высокого увеличения вязкости состав будет невозможно закачать в пласт.
Выбор компонентов разработанного состава состоял в анализе и обзоре специальной литературы, патентной базы и результатов использования различных марок ПАА на промыслах.
Использование хлорид магния шестиводного и водного раствора полиакриламида взамен хлорид и/или сульфат алюминия и нефтепродуктов, входящих в состав прототипа, позволяет снизить стоимость состава и улучшает его блокирующие способности.
Применение полиакриламида способствует получению высокопрочных и пластичных гелей. Создание надежного водоизолирующего экрана достигается не только за счет прочности тампонирующего материала, но и за счет полноты заполнения им водонасыщенных пропластков. При закачке состава в скважину важно замедлять растворение основного гелеобразующего компонента. Это позволит регулировать вязкость и скорость гелеобразования и обеспечит более глубокое проникновение состава в пласт. В качестве замедлителя растворения ПАА может являться раствор соли. Пластовые воды являются, в основном, водами хлоркальциевого типа, поэтому наилучшим вариантом является использование хлоридов, например, хлорида магния (бишофита). Для улучшения сцепления полученного состава с породой необходимо использовать реагенты с поверхностно-активными свойствами. Улучшение сцепления позволит повысить продолжительность эффекта от проведения работ на скважине. Одним из веществ с поверхностно-активными свойствами являются лигносульфонаты.
Соляная кислота в составе выполняет функцию регулирования кислотности среды, используется для осуществления гидролиза ПАА, усиливает движение молекул ПАА при взаимодействии с хлоридом магния и ЛСТ. Процесс гидролиза низкоконцентрированной кислотой протекает медленно при невысокой температуре (20, 32 град.) и приводит к образованию более прочных связей внутри системы.
На фиг. 1. показана зависимость начальной динамической вязкости от содержания ПАА.
На фиг. 2. показана зависимость динамической вязкости от содержания хлорида магния.
На фиг. 3. показана зависимость динамической вязкости от содержания лигносульфонатов.
На фиг. 4. показана зависимость динамической вязкости от содержания соляной кислоты
На фиг. 5. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ПАА.
На фиг. 6. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ЛСТ.
На фиг. 7. показана зависимость времени гелеобразования от содержания HCl.
На фиг. 8. показана зависимость времени гелеобразования от содержания хлорида магния.
На фиг. 9. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ПАА и температуры.
Потоковыравнивающий состав для работ в нагнетательных скважинах готовят следующим образом.
Приготовление состава осуществляют подготовкой водного раствора ПАА, для этого в требуемое количество воды при постоянном перемешивании постепенно добавляют порошок ПАА (фиг. 1, фиг. 5). В полученную систему добавляют заданное количество хлорида магния в воде (фиг. 2, фиг. 8), лигносульфонаты (фиг. 3, фиг. 6) и водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12% (фиг. 4, фиг. 7). Процесс смешивания компонентов производят непрерывно. В результате перемешивания происходит образование жидкого состава светло-коричневого цвета. Компоненты перемешивают путем циркуляции с помощью цементировочного агрегата и технологических емкостей. Приготовление состава начинают за 1 часа до закачки его в скважину.
Для изготовления состава были использованы:
Полиакриламид марки DP9-8177
Лигносульфонаты технические на натриевой основе используют марки «А», ТУ-13-6281036-029-94.
Кислота соляная, ГОСТ (3118-77).
Вода дистиллированная.
Хлорид магния, шестиводный ГОСТ (4209-77).
Объем состава для обработки нагнетательной скважины определяют из расчета заполнения пустотного пространства трещин или высокопроницаемых пропластков в призабойной зоне пласта в радиусе 5-10 м по следующей формуле:
Vком=0,5π⋅r2⋅h⋅m, (м3)
где r - радиус зоны проникновения, м; h - толщина высокопроницаемых пропластков, м; m - пористость, д.ед.
Повышение блокирующих и селективных свойств отражают опыты по изменению проницаемости образцов керна после обработки образца заявляемым составом. Опыты проводили в лабораторных условиях на установке для исследования проницаемости кернов (УИК-5ВГ) при температуре 32°С и пластовым давление 20 МПа. Диаметр образцов керна составлял 25,2 мм, длина от 25 до 35 мм. Через образцы керна осуществляли фильтрацию 5% раствора хлористого кальция, затем прокачивали состав, выдерживали 24 часа и снова проводили фильтрацию 5% раствора хлористого кальция при постоянном расходе. Определяли начальную проницаемость образца и проницаемость после обработки осадкообразующим составом.
Результаты опытов показали значительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава.
Результаты фильтрации после суточной выдержки образца с закачанным в него составом приведены в таблице 1.
Эксперимент №1 показал, что состав неглубоко проникает в низкопроницаемую горную породу карбонатного коллектора. При закачке состава в низкопроницаемый образец градиент давления достиг 200 МПа/м. После выдержки состава в течение 24 часов и фильтрации пластовой воды в обратном направлении градиент давления резко снизился, проницаемость образца уменьшилась на 23%.
Для второго эксперимента выбран образец керна с червоточинами, использовавшийся ранее для моделирования кислотной обработки. Проницаемость образца по воде перед опытом составляла 21,661 мкм2.
Основные результаты фильтрационного эксперимента №2 показаны в таблице 2.
При обработке составом высокопроницаемого образца карбонатного керна фактор остаточного сопротивления составил 300 ед.
Результаты фильтрационных экспериментов указывают на возможность эффективного применения разработанного состава для блокирования высокопроницаемых каналов фильтрации, которыми часто являются трещины в карбонатных коллекторах. Состав при его повышенной вязкости неглубоко проникает в породу с низкой проницаемостью, кольматируя каналы фильтрации на небольшом расстоянии от входной поверхности. В течение суток состав гелируется и блокирует движение пластовой воды по каналам фильтрации. Изменяя содержание компонентов в составе, можно увеличивать или уменьшать скорость его гелеобразования и вязкость.
В таблице 3 показано изменение проницаемости образцов керна карбонатных пород при прокачке состава, взятого за прототип, с содержанием 10%Al2(SO4)3+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти.
Сопоставляя табл. 1-3 в части снижения проницаемости образцов, можно отметить, что разработанный состав блокирует высокопроницаемые горные породы на 99%, в то время как прототип на 91-92%.
Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах используют следующим образом.
1) приготовление составов производится на поверхности;
2) для успешного проведения ВИР с использованием разработанного состава необходимо применение отсекающих пакеров выше и ниже интервала закачки;
3) стенки скважины должны быть очищены от отложений и продуктов коррозионных процессов;
4) содержание компонентов подбирается индивидуально для определенных условий пласта и скважины с учетом того, что время гелеобразования должно быть больше времени закачки состава в пласт на 2-4 часа;
5) требуемые растворы следует готовить после выполнения всех предварительных работ;
6) проведение водоизоляционных и потоковыравнивающих работ предполагает использование следующего оборудования:
- насосный агрегат (ЦА-320, АН-700, АЧФ-700);
- оборудование обвязки устья скважины;
- технологические емкости.
Обвязка скважины и технологического оборудования (цементировочный агрегат, технологические емкости) должна быть выполнена за 0,5-1 час до закачки состава в скважину.
После приготовления осадкообразующего состава, обвязки скважины и технологического оборудования (цементировочного агрегата, технологических емкостей) ведут последовательную закачку в скважину осадкообразующего состава и продавочной жидкости (воды). Скважину закрывают на 24 часа, затем закачивают воду с определением приемистости и давления на устье.
Таким образом, изобретение позволяет повысить блокирующие и селективные способности состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Обладает более низкой стоимостью входящих компонентов.
Claims (2)
- Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах, содержащий лигносульфонаты технические, соляную кислоту, соли, отличающийся тем, что содержит водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12%, в качестве солей - хлорид магния шестиводный и дополнительно содержит полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
лигносульфонаты технические 27-38 водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12% 2,7-26,7 хлорид магния шестиводный 8-15 полиакриламид 1,3-4,5 вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020129504A RU2747726C1 (ru) | 2020-09-07 | 2020-09-07 | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020129504A RU2747726C1 (ru) | 2020-09-07 | 2020-09-07 | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2747726C1 true RU2747726C1 (ru) | 2021-05-13 |
Family
ID=75919936
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020129504A RU2747726C1 (ru) | 2020-09-07 | 2020-09-07 | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2747726C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| GB1474712A (en) * | 1973-12-03 | 1977-05-25 | Texaco Development Corp | Oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| RU2064571C1 (ru) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти |
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
-
2020
- 2020-09-07 RU RU2020129504A patent/RU2747726C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1474712A (en) * | 1973-12-03 | 1977-05-25 | Texaco Development Corp | Oil recovery process usable in formations containing water having high concentrations of polyvalent ions |
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2064571C1 (ru) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти |
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2348792C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2747726C1 (ru) | Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2467165C2 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2739272C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пласта | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2560047C1 (ru) | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2793057C1 (ru) | Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов | |
| RU2781204C1 (ru) | Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации | |
| RU2757943C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пласта | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов | |
| RU2729667C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины |