RU2792390C1 - Composition based on a crosslink polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells - Google Patents
Composition based on a crosslink polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2792390C1 RU2792390C1 RU2022112446A RU2022112446A RU2792390C1 RU 2792390 C1 RU2792390 C1 RU 2792390C1 RU 2022112446 A RU2022112446 A RU 2022112446A RU 2022112446 A RU2022112446 A RU 2022112446A RU 2792390 C1 RU2792390 C1 RU 2792390C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- regulator
- polymer
- modified
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions used in carrying out measures to limit water inflow in production wells and to equalize the injectivity profile in injection wells.
Известен ряд составов на основе полимерных реагентов для снижения проницаемости пластов с достижением водоблокирующего эффекта за счёт закупоривания пор породы образующимся полимерным гелем (сшитой полимерной системой). К таким составам относятся композиции на основе полимерных реагентов, в частности полиакриламидов и/или водорастворимых производных полимеров растительного происхождения, с добавлением сшивателей – реагентов органической природы либо солей поливалентных металлов.A number of compositions based on polymeric reagents are known to reduce the permeability of formations with the achievement of a water-blocking effect due to clogging of rock pores with the resulting polymer gel (cross-linked polymer system). Such compositions include compositions based on polymeric reagents, in particular polyacrylamides and/or water-soluble derivatives of polymers of plant origin, with the addition of crosslinkers - reagents of an organic nature or salts of polyvalent metals.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент РФ № 2099520), содержащий гидролизованный полиакриламид, формальдегид, жидкое стекло, неорганическую кислоту и соль поливалентного металла. Недостатками данного состава является наличие в рецептуре веществ II-III классов опасности (формальдегид, неорганическая кислота). Указанные вещества могут нанести вред окружающей среде и здоровью человека и требуют соблюдения усиленных мер безопасности при их использовании. Кроме того, поскольку в составе не содержится ингибитор коррозии неорганическая кислота будет вызывать коррозию обсадной колонны, скважинного оборудования. Еще одним недостатком известного состава является неконтролируемое время потери текучести (0,5-6 ч).A composition is known for isolating water inflow into a well (RF patent No. 2099520) containing hydrolyzed polyacrylamide, formaldehyde, liquid glass, inorganic acid and polyvalent metal salt. The disadvantages of this composition is the presence in the formulation of substances of II-III hazard classes (formaldehyde, inorganic acid). These substances can harm the environment and human health and require enhanced safety measures when using them. In addition, since the composition does not contain a corrosion inhibitor, inorganic acid will cause corrosion of the casing string, downhole equipment. Another disadvantage of the known composition is the uncontrolled flow time (0.5-6 h).
Известен гелеобразующий состав для блокирования пластов (А.С. СССР № 1 680 950), содержащий жидкое натриевое стекло, водорастворимые производные целлюлозы, сульфокислоту, бихромат или хромат и наполнитель (инертный дисперсный материал). Недостатками указанного состава являются неконтролируемое время потери текучести (менее 5 ч при температуре 25 оС), невозможность использования состава при температурах более 25 оС, а также наличие в рецептуре веществ, приводящих к коррозии обсадной колонны и скважинного оборудования. Обязательное присутствие в известном составе нерастворимого наполнителя ограничивает применение в условиях низкопроницаемых пластов.Known gel-forming composition for blocking formations (AS USSR No. 1 680 950), containing liquid sodium glass, water-soluble derivatives of cellulose, sulfonic acid, bichromate or chromate and filler (inert particulate material). The disadvantages of this composition are uncontrolled fluidity loss time (less than 5 hours at a temperature of 25 ° C), the impossibility of using the composition at temperatures above 25 ° C, and the presence in the formulation of substances that lead to corrosion of the casing string and downhole equipment. The mandatory presence of an insoluble filler in a known composition limits its use in low-permeability formations.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является состав (патент РФ №2634467), применяемый для ограничения водопритока в скважины, изоляции различных источников обводнения добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков, отключения пластов и пропластков, для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, представляющий гелеобразующую композицию, содержащую в мас.%:The closest in technical essence to the proposed invention is the composition (RF patent No. 2634467), used to limit water inflow into wells, isolate various sources of watering in production wells, eliminate behind-the-casing flows, shut off formations and interlayers, to align injection wells injectivity profiles, representing a gel-forming composition containing in wt.%:
При этом указанный микроволокнистый реагент состоит из следующих компонентов, мас.%:In this case, the specified microfiber reagent consists of the following components, wt.%:
Недостатками указанного состава являются:The disadvantages of this composition are:
- сложность приготовления, ввиду необходимости предварительного приготовления микроволокнистого реагента с последующим смешением с остальными компонентами и суспендированием в жидкости затворения;- the complexity of preparation, due to the need for preliminary preparation of a microfibrous reagent, followed by mixing with the rest of the components and suspending in a mixing liquid;
- низкая проникающая способность ввиду малого времени потери текучести (менее 6 ч) при температурах выше 25 °С и высокого содержания микроволокнистого реагента;- low penetrating power due to short fluid loss time (less than 6 hours) at temperatures above 25 °C and high content of microfiber reagent;
- деструкция полимерного компонента при температурах выше 800 С, особенно быстрая деструкция при температурах более 1000 С.- destruction of the polymer component at temperatures above 80 0 C, especially rapid destruction at temperatures above 100 0 C.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение проникающей способности за счет возможности регулирования времени потери текучести предлагаемого состава в широком диапазоне температур (до 3000 С) при сохранении прочности и устойчивости образуемого геля.The technical result of the invention is to increase the penetrating ability due to the possibility of controlling the time of loss of fluidity of the proposed composition in a wide temperature range (up to 300 0 C) while maintaining the strength and stability of the formed gel.
Дополнительный технический результат – обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах.An additional technical result is to ensure the versatility of the composition due to the possibility of using it in terrigenous (porous) and carbonate (fractured) reservoirs.
Указанный технический результат достигается применением состава на основе сшитой полимерной системы для ограничения водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, содержащий сшиватель в виде бихромат калия или бихромата натрия, регулятор времени потери текучести, регулятор реологических свойств, включающий модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукт на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламид, кольматирующую добавку и воду, при этом новым является то, что состав содержит в качестве регулятора времени потери текучести используют поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % об., в качестве кольматирующей добавки используют полипропиленовые волокна или карбонат кальция, при этом состав дополнительно содержит полимер – сульфитномодифицированный полимер фенилпропана с молекулярной массой более 35 000 а.е.м., а также дополнительно содержит активатор сшивки в качестве которого используют этидроновую кислоту или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно, при следующем соотношении компонентов, мас. %:The specified technical result is achieved by using a composition based on a cross-linked polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells, containing a crosslinker in the form of potassium bichromate or sodium bichromate, a flow loss time regulator, a rheological properties regulator, including a modified wood processing product on based on cellulose ethers, or a product based on modified xanthan gum, or polyacrylamide, a bridging agent and water, while the novelty is that the composition contains a surface-active substance (surfactant) based on derivatives of amino alcohols containing ethoxylated amines not less than 2% by volume, polypropylene fibers or calcium carbonate are used as a bridging additive, while the composition additionally contains a polymer - a sulfite-modified polymer of phenylpropane with a molecular weight of more than 35,000 a.m.u., and also additionally contains a crosslinking activator, which is used as etidronic acid or an acidic reagent containing citric and oxalic acids in a ratio of 1:1-3, respectively, in the following ratio, wt. %:
- сшиватель бихромат калия или бихромат натрия – 3-10- crosslinker potassium bichromate or sodium bichromate - 3-10
- регулятор времени потери текучести – 0,01-10- flow loss time regulator - 0.01-10
- регулятор реологических свойств – 0,01-5- regulator of rheological properties - 0.01-5
- кольматирующая добавка – 0,01-15- clogging additive - 0.01-15
- полимер – 3-40- polymer - 3-40
- активатор сшивки – 0,01-5- crosslink activator - 0.01-5
- вода – остальное.- water - the rest.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.The achievement of the specified technical result is provided by the following.
Использование сульфитномодифицированного полимера - фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м., в силу особенностей строения молекул, в частности большого количества активных групп, а также возможности частичного окисления полимера предложенным активатором сшивки (этидроновая кислота или кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно), обеспечивает получение гелей (сшитых систем) с большим количеством поперечных сшивок, за счет чего достигаются высокие твердость, прочность и устойчивость получаемых гелей.The use of a sulfite-modified polymer - phenylpropane with a molecular weight of more than 35,000 amu, due to the structural features of the molecules, in particular, a large number of active groups, as well as the possibility of partial oxidation of the polymer by the proposed crosslink activator (etidronic acid or an acid reagent containing citric and oxalic acid in a ratio of 1:1-3, respectively), provides gels (cross-linked systems) with a large number of cross-links, due to which high hardness, strength and stability of the resulting gels are achieved.
Описанные выше особенности позволяют применять предлагаемый состав как в терригенных (пористых), так и в карбонатных (трещиноватых) коллекторах.The features described above allow the proposed composition to be used both in terrigenous (porous) and carbonate (fractured) reservoirs.
Для регулирования времени потери текучести состав содержит указанный полимер и указанный активатор сшивки. Введение в состав полимера обеспечивает увеличение времени потери текучести (замедление гелеобразования) при применении предлагаемого состава в широком диапазоне температур, особенно при температурах более 800С, что особенно важно для горячих скважин, а введение в состав активатора сшивки обеспечивает регулирование времени потери текучести, особенно при более низких температурах.To control the flow time, the composition contains the specified polymer and the specified crosslink activator. The introduction of the polymer into the composition of the polymer provides an increase in the time of loss of fluidity (slowdown of gelation) when using the proposed composition in a wide temperature range, especially at temperatures above 80 0 C, which is especially important for hot wells, and the introduction of a crosslinking activator into the composition ensures the control of the time of loss of fluidity, especially at lower temperatures.
Образование геля из предлагаемого состава протекает в 2 этапа, при этом на первом этапе при взаимодействии указанного полимера с указанным активатором сшивки происходит частичное окисление сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м., в результате чего часть ионов переходного металла VI-группы активатора сшивки переходит из высшей степени окисления в промежуточное состояние и может выступать в качестве сшивающих ионов. Также при частичном окислении указанного полимера, как было указано выше, часть активных групп окисляются до карбоксильных, которые впоследствии могут вступать в реакции с полученными ионами активатора сшивки, находящимися в промежуточном состоянии.The formation of the gel from the proposed composition proceeds in 2 stages, while at the first stage, during the interaction of the specified polymer with the specified crosslink activator, the sulfite-modified phenylpropane polymer with a molecular weight of more than 35,000 a.m.u. is partially oxidized, as a result of which part of the transition metal ions VI- the crosslink activator group passes from the highest oxidation state to an intermediate state and can act as crosslinking ions. Also, during partial oxidation of the specified polymer, as mentioned above, part of the active groups are oxidized to carboxyl groups, which can subsequently react with the resulting crosslink activator ions in the intermediate state.
На втором этапе гелеобразования происходит взаимодействие между полученными ионами активатора сшивки в промежуточной степени окисления с молекулами указанного полимера, в том числе, по образовавшимся карбоксильным группам.At the second stage of gelation, the interaction between the obtained ions of the crosslinking activator in an intermediate oxidation state with the molecules of the specified polymer, including the resulting carboxyl groups, occurs.
За счет введения в состав регулятора времени потери текучести, а именно, ПАВ на основе производных аминоспиртов (оксиэтилированных аминов) с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % об., на первом этапе сшивки происходит замедление взаимодействия указанного полимера (сульфитномодифицированного полимера фенилпропана с молекулярной массой более 35000 а.е.м.) с активатором сшивки, что приводит к увеличению времени потери текучести (более 6 ч) и обеспечивает возможность применения состава при высоких температурах. За счет введения в качестве активатора сшивки кислот, их взаимодействие с полимером на первом этапе сшивки протекает интенсивней, что приводит к уменьшению времени потери текучести.Due to the introduction into the composition of the flow loss time regulator, namely, surfactants based on derivatives of amino alcohols (ethoxylated amines) with a content of ethoxylated amines of at least 2% by volume, at the first stage of crosslinking, the interaction of the specified polymer (sulfite-modified phenylpropane polymer with a molecular weight of 35000 a.m.u.) with a crosslinking activator, which leads to an increase in the time of loss of fluidity (more than 6 hours) and makes it possible to use the composition at high temperatures. Due to the introduction of acids as a crosslinking activator, their interaction with the polymer at the first stage of crosslinking proceeds more intensively, which leads to a decrease in the fluidity loss time.
Таким образом, обеспечивается возможность применения заявляемого состава, как при высоких, так и при низких температурах, за счет регулирования времени потери текучести, а также обеспечивается получение гелей с высокими твердостью и прочностью, при сохранении низкой вязкости исходного состава.Thus, it is possible to use the claimed composition, both at high and at low temperatures, by controlling the time of loss of fluidity, and it is also ensured that gels with high hardness and strength are obtained, while maintaining a low viscosity of the initial composition.
Регулирование времени потери текучести, в том числе возможность получения состава с временем потери текучести более 48 ч, позволяет применять заявленный состав в технологиях выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а также в технологиях перераспределения потоков в пластах (на удалении от нагнетательных скважин). А высокие твердость, прочность и устойчивость получаемых гелей, в том числе при температурах до 3000С, позволяют применять заявленный состав в скважинах с пароциклическим режимом работы, а также при обработках паронагнетательных скважин при паротепловом воздействии на пласт.The regulation of the flow loss time, including the possibility of obtaining a composition with a flow loss time of more than 48 hours, allows the claimed composition to be used in technologies for leveling the injectivity profile of injection wells, as well as in technologies for redistributing flows in reservoirs (at a distance from injection wells). And the high hardness, strength and stability of the resulting gels, including at temperatures up to 300 0 C, allow the claimed composition to be used in wells with a steam-cyclic mode of operation, as well as in the treatment of steam injection wells with steam-thermal impact on the formation.
Для обработок высокопроницаемых, в том числе трещиноватых, коллекторов в рецептуре заявляемого состава предложено применение регулятора реологических свойств (модифицированного продукта переработки древесины на основе эфиров целлюлозы, или продукта на основе модифицированной ксантановой камеди, или полиакриламида) и кольматирующей добавки (полипропиленовые волокна или карбонат кальция). For the treatment of highly permeable, including fractured, reservoirs in the formulation of the claimed composition, it is proposed to use a rheological properties regulator (a modified wood processing product based on cellulose ethers, or a product based on modified xanthan gum, or polyacrylamide) and a bridging additive (polypropylene fibers or calcium carbonate) .
В качестве кольматирующей добавки используют нерастворимые минеральные частицы (карбонат кальция), либо нерастворимые волокнистые материалы – полипропиленовые волокна. В результате совместного применения предлагаемого регулятора реологических свойств и указанной кольматирующей добавки достигается регулируемое снижение проникающей способности состава, что обеспечивает устранение поглощений состава и обработку исключительно призабойной зоны высокопроницаемых (карбонатных и терригенных) пластов.As a clogging additive, insoluble mineral particles (calcium carbonate) or insoluble fibrous materials - polypropylene fibers are used. As a result of the joint use of the proposed regulator of rheological properties and the specified bridging additive, a controlled decrease in the penetrating ability of the composition is achieved, which ensures the elimination of absorptions of the composition and the treatment of exclusively the bottomhole zone of highly permeable (carbonate and terrigenous) formations.
Для получения заявляемого состава на основе сшитой полимерной системы использовали следующие реагенты:To obtain the claimed composition based on a cross-linked polymer system, the following reagents were used:
сульфитномодифицированный полимер фенилпропана с молекулярной массой более 35 000 а.е.м. Polymer :
sulfite-modified polymer of phenylpropane with a molecular weight of more than 35,000 a.m.u.
ПАВ на основе производных аминоспиртов с содержанием оксиэтилированных аминов не менее 2 % обSurfactants based on derivatives of amino alcohols with a content of ethoxylated amines of at least 2% by volume
Предлагаемые составы на основе сшитой полимерной системы с различным количественным соотношением компонентов и при использовании различных торговых марок реагентов представлены в таблице 1.The proposed compositions based on a cross-linked polymer system with different quantitative ratios of components and using different brands of reagents are presented in Table 1.
В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: эффективная вязкость исходного состава при скорости сдвига 5 с-1, время потери текучести при воздействии пластовой температуры, твёрдость получаемого геля, сила адгезии получаемого геля, эффективность изоляции порового пространства породы.The following parameters were used as indicators of the properties of the proposed composition: the effective viscosity of the initial composition at a shear rate of 5 s -1 , the time of loss of fluidity when exposed to reservoir temperature, the hardness of the resulting gel, the adhesion force of the resulting gel, the efficiency of isolation of the pore space of the rock.
Вязкость исходного состава и время потери текучести определяли на вискозиметре модели 1100 производства OFITE (США). Время потери текучести определяли как время, по прошествии которого эффективная вязкость состава при скорости сдвига 5 с-1.The viscosity of the initial composition and the flow loss time were determined on an OFITE model 1100 viscometer (USA). The pour point time was defined as the time after which the effective viscosity of the composition at a shear rate of 5 s -1 .
Твёрдость, прочность начала разрушения и силу адгезии объемного осадка измеряли с использованием прибора Texture Analyser CT3 производства Brookfield (США).The hardness, fracture onset strength, and adhesion force of the bulk precipitate were measured using a Brookfield Texture Analyzer CT3 device (USA).
Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава определяли с помощью лабораторной установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Для приготовления моделей использовали пластовую воду (плотность ρ=1,18 г/см3, минерализация 273000 мг/дм3, общая жесткость 1200 мг-экв/дм3, рН=3) и нефть (плотность 0,83 г/см3, вязкость 5 мПа∙с), и определяли проницаемость по воде и нефти до и после закачки состава. На основании полученных результатов рассчитывали фактор остаточного сопротивления по воде как отношение проницаемости модели по воде до закачки состава к проницаемости после закачки и структурирования состава в модели. Также на представленном оборудовании определяли проникающую способность состава путем определения максимального давления закачки.The effectiveness of isolation of the pore space of the rock after injection of the composition into it was determined using a laboratory unit for determining the filtration and blocking characteristics of process fluids and PIK-OFP/EP compositions manufactured by GeoLogika JSC (Russia). Formation water (density ρ=1.18 g/cm 3 , mineralization 273000 mg/dm 3 , total hardness 1200 meq/dm 3 , pH=3) and oil (density 0.83 g/cm 3 , viscosity 5 mPa∙s), and the water and oil permeability was determined before and after injection of the composition. Based on the results obtained, the residual water resistance factor was calculated as the ratio of the water permeability of the model before injection of the composition to the permeability after injection and structuring of the composition in the model. Also on the presented equipment, the penetrating ability of the composition was determined by determining the maximum injection pressure.
В таблице 2 приведены свойства состава на основе сшитой полимерной системы.Table 2 shows the properties of the composition based on the cross-linked polymer system.
На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 2) можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого состава по сравнению с известным, позволяет в большей степени снизить проницаемость водонасыщенных поровых каналов пласта за счёт более высокой твёрдости и адгезии получаемого геля, расширить диапазон времени потери текучести при воздействии пластовой температуры за счет введения регулятора времени потери текучести и увеличить проникающую способность получаемого состава за счет снижения реологических свойств.Based on the comparative experiments (Table 2), it can be concluded that the use of the proposed composition, compared with the known one, makes it possible to reduce the permeability of water-saturated pore channels of the formation to a greater extent due to the higher hardness and adhesion of the resulting gel, to expand the range of fluid loss time at formation temperature due to the introduction of a flow loss time regulator and increase the penetrating ability of the resulting composition by reducing the rheological properties.
Таблица 1Table 1
(Инлиг м.ВИ), мас. %Polymer
(Inlig m.VI), wt. %
1. Составы 17-22 – Прототип.
2. В качестве регулятора реологических свойств используется в составах 1-3, 6, 8, 10, 12 - ЦЕЛСТРАКТ м. Б - модифицированный продукт переработки древесины на основе эфиров целлюлозы; в составах 4-5, 7, 13-14 – БУРИЗАН - продукт на основе модифицированной ксантановой камеди; в составах 9, 11, 15-16 - Праестол 2530 – полиакриламид..
3. В качестве Кольматирующей добавки используется в составах 1-11, 15-16 – Инклин - полипропиленовые волокна; в составах 12-14 - Биваль 3,5 - карбонат кальция.
4. В качестве Активатора сшивки используется в составах 1-7 – этидроновая кислота; в составах 8-16 – Викацид - кислотный реагент, содержащий лимонную и щавелевую кислоты в соотношении 1:1-3 соответственно.
5. В качестве сшивателя используется в составах 1-4, 6, 10-14, 16 - бихромат натрия; в составах 5, 7-9, 15 - бихромат калия.Notes:
1. Compositions 17-22 - Prototype.
2. As a regulator of rheological properties, it is used in compositions 1-3, 6, 8, 10, 12 - CELSTRACT m. B - a modified wood processing product based on cellulose ethers; in compositions 4-5, 7, 13-14 - BURIZAN - a product based on modified xanthan gum; in compositions 9, 11, 15-16 - Praestol 2530 - polyacrylamide ..
3. As a bridging additive, it is used in compositions 1-11, 15-16 - Inclin - polypropylene fibers; in compositions 12-14 - Bival 3.5 - calcium carbonate.
4. As a crosslinking activator, it is used in compositions 1-7 - etidronic acid; in compositions 8-16 - Vikatsid - an acidic reagent containing citric and oxalic acids in a ratio of 1: 1-3, respectively.
5. Used as a crosslinker in compositions 1-4, 6, 10-14, 16 - sodium bichromate; in compositions 5, 7-9, 15 - potassium dichromate.
Таблица 2table 2
Claims (2)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2792390C1 true RU2792390C1 (en) | 2023-03-21 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
RU2545208C1 (en) * | 2014-03-19 | 2015-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" ( ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ") | Grouting composite for casing cementing jobs in conditions of normal and low temperature (versions) |
RU2575384C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation |
RU2584193C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water influx in well |
RU2634467C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Limitation of well water production |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
RU2545208C1 (en) * | 2014-03-19 | 2015-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" ( ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ") | Grouting composite for casing cementing jobs in conditions of normal and low temperature (versions) |
RU2575384C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of well killing and visco-elastic composition for its realisation |
RU2584193C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water influx in well |
RU2634467C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Limitation of well water production |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4018286A (en) | Controlled well plugging with dilute polymer solutions | |
US9127193B2 (en) | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
US8522874B2 (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
CA2790096C (en) | Salt of weak base and acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
CA2790185C (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
US20230035268A1 (en) | Nanoemulsions for use in subterranean fracturing treatments | |
US20160068737A1 (en) | Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells | |
MXPA01011906A (en) | Polymer compositions. | |
EP2382249B1 (en) | Use of vinylphosphonic acid in the production of biodegradable copolymers and their use in the exploration and extraction of mineral oil and natural gas | |
CN110483689B (en) | Polymer for acidification diversion, preparation method and acidification diversion agent | |
RU2792390C1 (en) | Composition based on a crosslink polymer system for limiting water inflow in production wells and leveling the injectivity profile in injection wells | |
US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
RU2754527C1 (en) | Grouting polymer composition for high temperatures | |
RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
CN104312549B (en) | A kind of anti-high concentration CaCl of water-base drilling fluid2Tackifier and preparation method thereof | |
CN112888761B (en) | Polymer dispersions obtained by controlled radical polymerization | |
RU2277573C1 (en) | Gel-forming formulation to shut off water inflow into well | |
RU2793057C1 (en) | Polymer composition for in-situ water proofing of terrigenous reservoirs | |
RU2562998C1 (en) | Emulsion composition for well plugging | |
CA2843389A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
RU2659443C2 (en) | Composition for water inflow limitation into production wells | |
RU2591001C1 (en) | Composition for preparation of viscoelastic process liquid for hydraulic fracturing and viscoelastic process fluid for hydraulic fracturing of formation | |
CA3113397A1 (en) | Clay stabilization composition | |
Dadvand Koohi et al. | Performance of Sulfonated Polyacrylamide/Chromium Triacetate Hydrogels for Water Shut-off Treatment |