UA58575C2 - Method for limitation of water inflow to a well - Google Patents
Method for limitation of water inflow to a well Download PDFInfo
- Publication number
- UA58575C2 UA58575C2 UA2000074538A UA200074538A UA58575C2 UA 58575 C2 UA58575 C2 UA 58575C2 UA 2000074538 A UA2000074538 A UA 2000074538A UA 200074538 A UA200074538 A UA 200074538A UA 58575 C2 UA58575 C2 UA 58575C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- water
- acid
- well
- polyacrylamide
- sodium silicate
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 15
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 abstract description 21
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 20
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 abstract description 18
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 abstract description 18
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- MQTOSJVFKKJCRP-BICOPXKESA-N azithromycin Chemical compound O([C@@H]1[C@@H](C)C(=O)O[C@@H]([C@@]([C@H](O)[C@@H](C)N(C)C[C@H](C)C[C@@](C)(O)[C@H](O[C@H]2[C@@H]([C@H](C[C@@H](C)O2)N(C)C)O)[C@H]1C)(C)O)CC)[C@H]1C[C@@](C)(OC)[C@@H](O)[C@H](C)O1 MQTOSJVFKKJCRP-BICOPXKESA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- HCWCAKKEBCNQJP-UHFFFAOYSA-N magnesium orthosilicate Chemical compound [Mg+2].[Mg+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] HCWCAKKEBCNQJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Silicon Compounds (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Винахід відноситься до нафтогазовидобувної галузі, а саме до технологій та розчинів для ізоляції 2 обводнених пластів.The invention relates to the oil and gas production industry, namely to technologies and solutions for the isolation of 2 watered formations.
Відомий спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, що включає послідовне нагнітання кислотного розчину та водного розчину силікату лужного металу ( патент США Мо4215001, Е21843/27,198О0р.). При змішуванні вказаних розчинів утворюється гель кремнієвої кислоти, який завдяки тиксотропним властивостям володіє малою в'язкістю при турбулентному режимі фільтрації і значною в'язкістю у стані спокою або при малих 70 швидкостях зсуву. За рахунок цього досягається вирівнювання гідропровідностей різних пластів. Оптимальним є використання розчину силікату натрію з густиною 1390кг/мЗ (приблизно 5095). Як кислота використовується органічна або неорганічна кислота, окрім фтористоводневої. Однак, вказаний спосіб має і деякі недоліки.There is a known method of restricting water inflow into a well, which includes successive injection of an acid solution and an aqueous solution of alkali metal silicate (US patent Mo4215001, E21843/27,198O0r.). When mixing these solutions, a silicic acid gel is formed, which, due to its thixotropic properties, has a low viscosity during turbulent filtration and a significant viscosity at rest or at low shear rates. Due to this, equalization of hydraulic conductivities of different layers is achieved. It is optimal to use a solution of sodium silicate with a density of 1390 kg/m3 (approximately 5095). Organic or inorganic acid, except hydrofluoric acid, is used as an acid. However, this method has some drawbacks.
По-перше, при його використанні можливе змішування розчинів в НКТ, що є негативним з точки зору передчасного утворення гелю. По-друге, в поровому просторі по існуючій технологій не забезпечується 12 ефективного їх змішування, що знижує ефективність обробки в цілому. По-третє, для блокування пластів використовується тільки один механізм ізоляції.First, when using it, it is possible to mix solutions in tubing, which is negative from the point of view of premature gel formation. Secondly, in the pore space according to existing technologies, their effective mixing is not ensured, which reduces the efficiency of processing as a whole. Thirdly, only one isolation mechanism is used to block the formations.
В основу винаходу було покладено завдання створити спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, в якому за рахунок використання нових реагентів та зміни технологічних режимів досягається проведення більш ефективної ремонтно-ізоляційної роботи.The invention was based on the task of creating a method of limiting water inflow into the well, in which more effective repair and isolation work is achieved through the use of new reagents and changes in technological modes.
Це досягається шляхом послідовного нагнітання кислотного розчину та водного розчину силікату лужного металу, при цьому кислотний розчин додатково містить поліакріламід при наступному співвідношенні компонентів, мас. 90:This is achieved by sequential injection of an acid solution and an aqueous solution of alkali metal silicate, while the acid solution additionally contains polyacrylamide with the following ratio of components, wt. 90:
Соляна кислота 5-15 сеHydrochloric acid 5-15 sec
Поліакріламід 0,1-3 Го)Polyacrylamide 0.1-3 Go)
Вода решта а водний розчин силікату лужного металу також поліакріламід при наступному співвідношенні компонентів, мас. 90: ів) силікат лужного металу 2-15 в поліакріламід 0,1-3 ІС вода решта с а нагнітання розчинів здійснюють у наступному порядку - загущена кислота, буфер із прісної води, суміш ю поліаріламіда з силікатом лужного металу, буфер із прісної води та загущена кислота, після чого витримують свердловину під тиском протягом 12-72 годин.The rest is water and an aqueous solution of alkali metal silicate as well as polyacrylamide with the following ratio of components, by weight. 90: iv) alkali metal silicate 2-15 in polyacrylamide 0.1-3 IS water, the rest of the solutions are injected in the following order - concentrated acid, fresh water buffer, a mixture of polyacrylamide with alkali metal silicate, fresh water buffer and concentrated acid, after which the well is kept under pressure for 12-72 hours.
Використання запропонованої технології дозволяє недопустити передчасного змішування технологічних рідин, в достатній мірі здійснити змішування рідин у поровому просторі пласта, використати для блокування « пласта три механізми ізоляції. Першим із них по дії є змішування силікату натрію з кислотою (в більшості шщ с соляна), що призводить до утворення гелю кремнієвої кислоти : й Ма»зіОз2нНСтТ1-НьЬЗІіОзн2Масі и? Вказана кислота є водонерозчинною речовиною, яка із-за своєї спорідненості із породою володіє високою адгезією до поверхні теригенних порід. А це в свою чергу забезпечує значний ізолюючий ефект, особливо ізThe use of the proposed technology makes it possible to prevent premature mixing of process fluids, to sufficiently mix fluids in the pore space of the reservoir, to use three isolation mechanisms to block the reservoir. The first of them in terms of action is the mixing of sodium silicate with acid (in most cases it contains hydrochloric acid), which leads to the formation of a silicic acid gel: This acid is a water-insoluble substance that, due to its affinity with the rock, has high adhesion to the surface of terrigenous rocks. And this, in turn, provides a significant insulating effect, especially with
Зниженням середньої проникності пласта. Паралельно із першим, але з деяким спізненням відбувається і другий «сл механізм - зниження проникності пласта за рахунок нагнітання поліакріламіду. Відомо, що що нагнітання водних розчинів ПАА зменшує коефіцієнт відновлення проникності до 30-6095 від початкової. Цей процес посилюєA decrease in the average permeability of the formation. In parallel with the first, but with some delay, the second "sl" mechanism occurs - a decrease in the permeability of the layer due to the injection of polyacrylamide. It is known that the injection of aqueous solutions of PAA reduces the coefficient of recovery of permeability to 30-6095 from the initial one. This process intensifies
Со використання кислих розчинів поліакріламіду. При його прогріванні у пласті через декілька годин ПАА починає «сл висалюватись із кислотного розчину, що покращує ізолюючий ефект технології. Третій механізм ізоляції починає 5р спрацьовувати при витримуванні розчину силікату натрію у пласті, а особливо при зворотньому русі пластової це. води до вибою свердловини. Спочатку за рахунок дифузії іонів кальцію або магнію із навколишнього сл середовища, а потім за рахунок невеликої фільтрації буде відбуватись взаємодія ще не прореагованого силікату натрію з іонами лужноземельних металів з утворенням водонерозчинного силікату кальцію або магнію :With the use of acidic solutions of polyacrylamide. When it is heated in the formation, after a few hours, PAA begins to leach out of the acid solution, which improves the insulating effect of the technology. The third mechanism of isolation begins to work when the sodium silicate solution is kept in the reservoir, and especially during the reverse movement of the reservoir. water to the wellhead. First, due to the diffusion of calcium or magnesium ions from the surrounding environment, and then due to a small filtration, the interaction of the not yet reacted sodium silicate with the ions of alkaline earth metals will occur with the formation of water-insoluble calcium or magnesium silicate:
Ма»зіОзнСасі»--СавзіОзн2гМасіMa»ziOznSasi»--SavziOzn2gMasi
Таким чином, використання трьох механізмів ізоляції в одній технології забезпечить значний блокуючий ефект від її застосування. Вказаний висновок підтверджують і експериментальні дослідження, проведені приThus, the use of three isolation mechanisms in one technology will provide a significant blocking effect from its application. This conclusion is also confirmed by experimental studies conducted at
Ф) температурі 60 градусів. Так, проникність взірця гірської породи після нагнітання одного порового 1095 розчину ко соляної кислоти та 5095 розчину силікату натрію зменшилась з 0,04бмкм до 0,00108мкм 2 В той же час нагнітання половини порового об'єму загущеної кислоти (1095 НСІ та 0,595 ПАА), одного порового обєму суміші 6о 1095 силікату натрію та 0,590 ПАА та половини порового об'єму загущеної кислоти призвели до зменшення проникності з 0,044мкм2 до 0,00031мкм? Тобто за рахунок використання запропонованої технології блокуючий ефект збільшується з 42,6 до 141,9.F) at a temperature of 60 degrees. Thus, the permeability of a rock sample after injection of one pore 1095 solution of hydrochloric acid and 5095 solution of sodium silicate decreased from 0.04 μm to 0.00108 μm 2 At the same time of injection of half the pore volume of concentrated acid (1095 NCI and 0.595 PAA), one pore volume of a mixture of 6o 1095 sodium silicate and 0.590 PAA and half the pore volume of concentrated acid led to a decrease in permeability from 0.044μm2 to 0.00031μm? That is, due to the use of the proposed technology, the blocking effect increases from 42.6 to 141.9.
Передчасне змішування технологічних рідин в насосно-компресорних трубах забезпечує використання буфера із прісної води між порціями загущеної кислоти та силікату натрію з поліакріламідом. Об'єм прісної 65 води, що необхідно використовувати, має складати 0,5-1м3. В процесі протиснення технологічних рідин у пласт буде відбуватись тільки змішування прісної води з вказаними рідинами без їх контакту. Якщо і буде відбуватись -Д-Premature mixing of process fluids in pump-compressor pipes ensures the use of a fresh water buffer between portions of concentrated acid and sodium silicate with polyacrylamide. The volume of fresh 65 water to be used should be 0.5-1m3. In the process of pushing technological fluids into the formation, only mixing of fresh water with the indicated fluids will occur without their contact. If it will happen -D-
контакт, то він буде незначним. В той же час використання вязких систем та додаткової порції загущеної кислоти після розчину ПАА з силікатом натрію забезпечує їх змішування у пласті. Так, завдяки адсорбції полімеру на поверхні породи значно більше буде адсорбуватись і соляна кислота. При фільтрації силікату натрію адсорбована кислота буде взаємодіяти з силікатом натрію. Аналогічна картина буде спостерігатись при адсорбції силікату натрію та фільтрації кислоти. Таким чином, використання вказаної технології дозволяє ефективно блокувати обводнені пропластки, зменшити кількість неуспішних обробок, що в свою чергу збільшує видобуток нафти і газу.contact, then it will be insignificant. At the same time, the use of viscous systems and an additional portion of thickened acid after the PAA solution with sodium silicate ensures their mixing in the formation. Thus, thanks to the adsorption of the polymer on the surface of the rock, hydrochloric acid will be adsorbed much more. During filtration of sodium silicate, adsorbed acid will interact with sodium silicate. A similar picture will be observed with sodium silicate adsorption and acid filtration. Thus, the use of this technology allows you to effectively block watered layers, reduce the number of unsuccessful treatments, which in turn increases oil and gas production.
Технологія проведення запропонованого способу полягає в наступному. В трьох ємностях готують три 7/о технологічні рідини: загущену ПАА соляну кислоту, суміш ПАА з силікатом натрію та прісну воду. При наявності приймальності свердловини послідовно нагнітають у НКТ півоб'єму загущеної кислоти, 0,5-1м прісної води, увесь об'єм суміші ПАА з силікатом натрію, 0,5-1м. прісної води, півоб'єму загущеної кислоти. Все це протискують у пласт пластовою водою, після чого залишають свердловину під тиском на 12-72 години. Свердловину освоюють одним із відомих методів і запускають в експлуатацію.The technology of the proposed method is as follows. Three 7/o process liquids are prepared in three containers: concentrated PAA hydrochloric acid, a mixture of PAA with sodium silicate, and fresh water. If the well is acceptable, a half volume of concentrated acid, 0.5-1m of fresh water, and the entire volume of the mixture of PAA with sodium silicate, 0.5-1m, are sequentially injected into the tubing. fresh water, half volume of concentrated acid. All this is squeezed into the formation with formation water, after which the well is left under pressure for 12-72 hours. The well is mastered by one of the known methods and put into operation.
Приготування розчинів по запропонованому способу полягає в наступному.Preparation of solutions according to the proposed method is as follows.
Приклад 1.Example 1.
В 85,7г (85,7мас.9о) води послідовно розчиняють 0,1г (0,1мас.бо) сухого поліакріламіду та 14,2г (5мас.9Уо НСІ та 9,2мас.9о води) 3595 розчину соляної кислоти.In 85.7g (85.7wt.9o) of water, successively dissolve 0.1g (0.1wt.bo) of dry polyacrylamide and 14.2g (5wt.9Uo of NSI and 9.2wt.9o of water) 3595 solution of hydrochloric acid.
Приклад 2.Example 2.
В 68,6бг (68,бмас.9о) води послідовно розчиняють Зг (Змас.9о) сухого поліакріламіду та 28,4г (1Омас.бо НСІ та 18,4мас.9о води) 3595 розчину соляної кислоти.In 68.6bg (68.bws.9o) of water successively dissolve 3g (Zws.9o) of dry polyacrylamide and 28.4g (1Ows.bo NSI and 18.4ws.9o of water) 3595 solution of hydrochloric acid.
Приклад 3.Example 3.
В 56,4г (56, 4мас.бо) води послідовно розчиняють 1г (Імас.9о) сухого пліакріламіду та 42,6бг (15мас.9о НСІ та 27,бмас.бо води) 3595 розчину соляної кислоти. счIn 56.4 g (56.4 wt.bo) of water, successively dissolve 1 g (Imas.9o) of dry plyacrylamide and 42.6 g (15 wt.9o of NSI and 27.b wt.bo of water) of 3595 hydrochloric acid solution. high school
Приклад 4.Example 4.
В 92г (92мас.бо) води послідовно розчиняють Зг (Змас.9о) сухого поліакріламіду та 5г (2мас.бо Мазіо з та і)In 92g (92wt.bo) of water, successively dissolve 3g (9wt.wt) of dry polyacrylamide and 5g (2wt.bo Mazio z and i)
Змас.бо води) 4095 розчину силікату натрію.Zmas.bo water) 4095 sodium silicate solution.
Приклад 5.Example 5.
В 79г (7Умас.7о) води послідовно розчиняють 1г (Імас.б5) сухого поліакріламіду та 20г (Вмас.то МазіОоз та (З зо 12мас.то води) 4095 розчину силікату натрію.In 79g (7Uws.7o) of water successively dissolve 1g (Iws.b5) of dry polyacrylamide and 20g (Wws.to MaziOoz and (Zo zo 12wt.to water) 4095 solution of sodium silicate.
Приклад 6. -Example 6. -
В 62,4г (62 ,4мас.бо) води послідовно розчиняють 0,1г (0О,1мас.9о) сухого поліакріламіду та 37,5г (15мас.9о юIn 62.4g (62.4wt) of water, 0.1g (0.1wt.9o) of dry polyacrylamide and 37.5g (15wt.9o
МазіО» та 22,5мас.бо води) 4090 розчину силікату натрію.MaziO" and 22.5 wt.bo of water) 4090 sodium silicate solution.
Приклад здійснення способу. соAn example of the implementation of the method. co
Для обробки вибирають свердловину, типову для нафтових родовищ. Вихідні дані: глибина свердловини - ю 2460м, інтервал перфорації - 2410-2450м, дебіт свердловини 1,8 т/добу нафти при обводненості продукції 94,290.A well typical for oil fields is chosen for processing. Initial data: the depth of the well is 2,460 m, the perforation interval is 2,410-2,450 m, the flow rate of the well is 1.8 t/day of oil at a production water level of 94,290.
Дослідженнями встановлено, що основна кількість води поступає із нижнього пропластка 2438-2446бм. Колону спеціальних НКТ допускають до глибини 2435м.Research has established that the main amount of water comes from the lower stratum 2438-2446bm. A column of special tubing is allowed to a depth of 2435 m.
Завчасно готують в окремих ємностях три технологічні рідини. «Three technological liquids are prepared in advance in separate containers. "
Перша - це бм7 загущеної кислоти, що містить 595 НСІ та 0,595 поліакріламіду. Друга - цебм? суміші 0,595 З с поліакріламіду та 595 силікату натрію. Третя - це 1м прісної води. При кругообігу рідини нагнітають у НКТ Зм? ч» загущеної кислоти, 0,5м прісної води та 4м7 суміші ПАА з Ма»зіОз. Затрубний простір закривають. При тиску, " не більшому за тиск опресування експлуатаційної колони, нагнітають у пласт 2м? суміші, О,5м? прісної води, Зм загущеної кислоти та 10м? пластової води. Витримують свердловину під тиском протягом 48 годин для сл 45 утворення гідроїзолюючого екрану. Свердловину освоюють. со Фо рмула винаходу 1 -і 20 Спосіб обмеження водоприпливу у свердловину, що включає послідовне нагнітання кислотного розчину та водного розчину силікату лужного металу, при цьому кислотний розчин додатково містить поліакриламід при сл наступному співвідношенні компонентів, мас. 9о:The first is bm7 of thickened acid, containing 595 NSI and 0.595 polyacrylamide. The second one is this? a mixture of 0.595 g of polyacrylamide and 595 g of sodium silicate. The third is 1m of fresh water. During circulation, the liquid is pumped into the tubing Zm? h» of concentrated acid, 0.5 ml of fresh water and 4 ml of a mixture of PAA with Ma»ziOz. The annular space is closed. At a pressure not greater than the pressing pressure of the production column, 2m of a mixture of 0.5m of fresh water, 3m of concentrated acid and 10m of formation water is injected into the formation. The well is kept under pressure for 48 hours to form a waterproofing screen. Formulas of the invention 1 - and 20 Method of limiting water inflow into a well, which includes successive injection of an acid solution and an aqueous solution of alkali metal silicate, while the acid solution additionally contains polyacrylamide with the following ratio of components, mass 9%:
Солянакислота 5-15Hydrochloric acid 5-15
Поліакриламід 0,1-3Polyacrylamide 0.1-3
Ф! Вода решта, іме) а водний розчин силікату лужного металу додатково містить поліакриламід при наступному співвідношенні компонентів, мас. 90: 60 силікат лужного металу 2-15 поліакриламід 0,1-3 вода решта, 65 при цьому нагнітання розчинів здійснюють у такому порядку - загущена кислота, буфер із прісної води, суміш поліакриламіду з силікатом лужного металу, буфер із прісної води та загущена кислота, після чогоF! The remaining water, ime) and the aqueous solution of alkali metal silicate additionally contains polyacrylamide with the following ratio of components, wt. 90: 60 alkali metal silicate 2-15 polyacrylamide 0.1-3 water the rest, 65 while injection of solutions is carried out in this order - concentrated acid, fresh water buffer, mixture of polyacrylamide with alkali metal silicate, fresh water buffer and concentrated acid , whereupon
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000074538A UA58575C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method for limitation of water inflow to a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UA2000074538A UA58575C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method for limitation of water inflow to a well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA58575C2 true UA58575C2 (en) | 2003-08-15 |
Family
ID=74219745
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA2000074538A UA58575C2 (en) | 2000-07-28 | 2000-07-28 | Method for limitation of water inflow to a well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA58575C2 (en) |
-
2000
- 2000-07-28 UA UA2000074538A patent/UA58575C2/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3757863A (en) | Secondary recovery methods | |
| CA2950359C (en) | Injecting polyelectrolyte based sacrificial agents for use in unconventional formations | |
| ATE393805T1 (en) | METHOD FOR TREATING A FORMATION | |
| US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
| Burk | Comparison of sodium carbonate, sodium hydroxide, and sodium orthosilicate for EOR | |
| CA2896311A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| US11767463B2 (en) | Iron control as part of a well treatment using time-released agents | |
| UA58575C2 (en) | Method for limitation of water inflow to a well | |
| WO2021041903A1 (en) | Alkaline water flooding processes for enhanced oil recovery in carbonates | |
| RU2039224C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2103496C1 (en) | Method for increasing injectivity of terrigenous clay-bearing bed | |
| UA52041A (en) | Method for restricting water inflow to well | |
| RU2070963C1 (en) | Method for intensification of operation of oil-gas-producing wells | |
| RU2169261C1 (en) | Method of formation of temporary barrier in filter zone of development well and equalization of injectivity profile of injection wells | |
| RU2121563C1 (en) | Method of cleaning the producing formation channels | |
| RU2093673C1 (en) | Method of equalizing injectivity profile | |
| RU2210665C2 (en) | Method of oil pool development | |
| UA137217U (en) | METHOD OF ACTION ON THE PRODUCTIVE LAYER INHOMOGENEOUS BY PERMEABILITY AND SATURATION | |
| RU2205948C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| RU2117755C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed | |
| Chen et al. | Meeting the challenges in downhole scale control for high-water-production horizontal wells in an environmentally sensitive part of the Norwegian North Sea | |
| RU2187629C1 (en) | Method of shut-off of formation water inflow to wells | |
| SU1051226A1 (en) | Method of of temporary isolation of formation |