[go: up one dir, main page]

RU2232257C2 - Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles - Google Patents

Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles Download PDF

Info

Publication number
RU2232257C2
RU2232257C2 RU2002120658/03A RU2002120658A RU2232257C2 RU 2232257 C2 RU2232257 C2 RU 2232257C2 RU 2002120658/03 A RU2002120658/03 A RU 2002120658/03A RU 2002120658 A RU2002120658 A RU 2002120658A RU 2232257 C2 RU2232257 C2 RU 2232257C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
composition
gel
sodium silicate
filler
Prior art date
Application number
RU2002120658/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2002120658A (en
Inventor
М.И. Старшов (RU)
М.И. Старшов
Н.Н. Ситников (RU)
Н.Н. Ситников
Р.С. Хисамов (RU)
Р.С. Хисамов
С.А. Яковлев (RU)
С.А. Яковлев
Х.З. Кашапов (RU)
Х.З. Кашапов
И.М. Салихов (RU)
И.М. Салихов
Г.Ф. Кандаурова (RU)
Г.Ф. Кандаурова
Р.Г. Ханнанов (RU)
Р.Г. Ханнанов
Р.М. Абдулхаиров (RU)
Р.М. Абдулхаиров
И.М. Старшов (RU)
И.М. Старшов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть"
Priority to RU2002120658/03A priority Critical patent/RU2232257C2/en
Publication of RU2002120658A publication Critical patent/RU2002120658A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2232257C2 publication Critical patent/RU2232257C2/en

Links

Landscapes

  • Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

FIELD: oil extractive industry.
SUBSTANCE: compound includes sodium silicate, hydrolyzed polyacrylonitrile, filler, surfactant and water, as filler, waste products of zeolite catalysts production are used, and as surfactant AF 9-12 - composition stabilizer, with following shares of ingredients in percents of total mass: sodium silicate - 5-15, hydrolyzed polyacrylonitrile - 1-10, waste products of zeolite catalysts production - 0,1-1, water - the rest.
EFFECT: lower costs, higher water-isolating effectiveness, higher stability of dispersion system.
2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах и увеличения охвата пласта заводнением за счет выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to gel-forming compositions for the selective isolation of water inflows in producing wells and increasing the coverage of the formation by water flooding due to the alignment of the injectivity profiles of injection wells.

Известен состав [1] для изоляции вод в скважинах, содержащий гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), силикат натрия и воду. Недостатком данного состава является то, что он содержит большое количество силиката натрия (30%).A known composition [1] for isolating water in wells, containing hydrolyzed polyacrylonitrile (hypane), sodium silicate and water. The disadvantage of this composition is that it contains a large amount of sodium silicate (30%).

Известен гелеобразующий состав [2] для изоляции пластовых вод в скважине, который содержит гипан, силикат натрия (жидкое стекло), воду и в качестве наполнителя - нитролигнин. При приготовлении состава вначале готовят смесь силиката натрия, гипана и воды, которую перемешивают 15-20 минут. Далее при перемешивании в смесь добавляют нитролигнин и после этого перемешивают еще 3-5 минут и сразу закачивают в пласт. Недостатками данного состава являются: использование в качестве наполнителя дорогостоящего продукта - нитролигнина; необходимость быстрой закачки приготовленного состава во избежание его гелирования в поверхностных условиях или при закачке в насосно-компрессорных трубах.Known gel-forming composition [2] for the isolation of formation water in the well, which contains hypane, sodium silicate (water glass), water and nitrolignin as a filler. When preparing the composition, first prepare a mixture of sodium silicate, hypane and water, which is stirred for 15-20 minutes. Then, with stirring, nitrolignin is added to the mixture and after that it is stirred for another 3-5 minutes and immediately pumped into the reservoir. The disadvantages of this composition are: the use of an expensive product as a filler - nitrolignin; the need for quick injection of the prepared composition in order to avoid gelation in surface conditions or during injection in tubing.

За прототип принят состав [3] для ограничения притока пластовых вод в скважину, содержащий гипан, силикат натрия, глину, поверхностно-активное вещество - сульфонол и воду. Недостатками прототипа являются: образование составов повышенной вязкости из-за большого содержания гипана (до 60%), что приводит к осложнениям при закачке их в скважины; наличие в составе сульфонола, что создает дополнительные трудности в процессе приготовления состава в связи с обильным пенообразованием.The composition [3] was adopted as a prototype to limit the influx of formation water into a well containing hypane, sodium silicate, clay, and a surfactant — sulfonol and water. The disadvantages of the prototype are: the formation of high viscosity formulations due to the high content of hypane (up to 60%), which leads to complications when pumping them into wells; the presence in the composition of sulfonol, which creates additional difficulties in the process of preparing the composition in connection with copious foaming.

Задачами изобретения являются: снижение стоимости гелеобразующего состава, улучшение технологических и водоизолирующих свойств.The objectives of the invention are: reducing the cost of the gel-forming composition, improving technological and water-insulating properties.

Поставленные задачи решаются применением гелеобразующего состава для изоляции водопритоков и выравнивания профилей приемистости, включающего силикат натрия, гипан, наполнитель и воду. Новым является то, что гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и выравнивания профилей приемистости, включающий силикат натрия, гипан, наполнитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, в качестве наполнителя содержит отходы производства цеолитовых катализаторов, а в качестве ПАВ - АФ9-12 - стабилизатор состава при следующих массовых долях ингредиентов, %:The tasks are solved by the use of a gel-forming composition to isolate water inflows and align injectivity profiles, including sodium silicate, hypane, filler and water. What is new is that the gel-forming composition for isolating water inflows and aligning injection profiles, including sodium silicate, hypane, a filler, a surfactant — surfactant and water — contains zeolite catalyst waste as a filler, and AF 9-12 as a surfactant. - stabilizer composition with the following mass fractions of ingredients,%:

Силикат натрия 5-15Sodium Silicate 5-15

Гипан 01-10Gipan 01-10

Отходы производства цеолитовых катализаторов 0,1-5Waste from the production of zeolite catalysts 0.1-5

АФ9-12 0,01-1AF 9-12 0.01-1

Вода ОстальноеWater Else

Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, а это, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "существенные отличия".Studies of patent and scientific and technical literature have shown that such a combination of essential features is new and has not been used before, and this, in turn, allows us to conclude that the technical solution meets the criterion of "significant differences".

Качество водоизоляционных работ зависит от технологических характеристик и водоизолирующих свойств состава. Для улучшения структурно-механических и водоизолирующих свойств гелеобразующих составов на основе силиката натрия к ним добавляют наполнители. В разработанном составе в качестве наполнителя использовали отходы производства цеолитовых катализаторов.The quality of waterproofing works depends on the technological characteristics and waterproofing properties of the composition. To improve the structural-mechanical and water-insulating properties of gelling compositions based on sodium silicate, fillers are added to them. In the developed composition, waste from the production of zeolite catalysts was used as a filler.

Отходы производства цеолитовых катализаторов - мелкодисперсный материал с активной высокоразвитой поверхностью. За счет хемосорбции формирующегося геля на поверхности частиц отходов производства цеолитовых катализаторов повышаются физико-механические и водоизолирующие свойства состава. При введении отходов производства цеолитовых катализаторов в раствор силиката натрия (ГОСТ 13078-81) и гипана (ТУ 6-01-166-89) в течение суток происходит практически полное осаждение частиц введенного наполнителя.Waste from the production of zeolite catalysts is a finely dispersed material with an active highly developed surface. Due to the chemisorption of the forming gel on the surface of the particles of waste products from the production of zeolite catalysts, the physicomechanical and water-insulating properties of the composition increase. When zeolite catalyst production wastes are introduced into a solution of sodium silicate (GOST 13078-81) and hypane (TU 6-01-166-89), particles of the introduced filler are almost completely precipitated during the day.

Данный эффект может приводить в промысловых условиях к технологическим осложнениям при закачке приготовленного заранее состава. При проведении промысловых работ также требуется, чтобы приготовленные составы были стабильньми в течение нескольких недель. В лабораторных условиях установлено, что отходы производства цеолитовых катализаторов в количестве 0,1-5% в присутствии неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98) дают стойкую однородную суспензию. Концентрация АФ9-12 в зависимости от содержания наполнителя составляет 0,01-1%. Эти данные получены в лабораторных условиях и представлены в табл. 1.This effect can lead to technological complications in the field when pumping a pre-prepared composition. When conducting field work, it is also required that the prepared compositions are stable for several weeks. In laboratory conditions, it was found that waste from the production of zeolite catalysts in an amount of 0.1-5% in the presence of a nonionic surfactant AF 9-12 (TU 2483-077-05766801-98) gives a stable homogeneous suspension. The concentration of AF 9-12 , depending on the content of the filler is 0.01-1%. These data were obtained in laboratory conditions and are presented in table. 1.

Figure 00000001
Figure 00000001

Приготовленная таким образом стойкая дисперсная система может храниться в технологических емкостях на производственных базах в течение 2-3 недель, а на промыслы развозиться в готовом виде, и перед закачкой состава в скважину не требуется дополнительных технологических операций.The persistent dispersed system prepared in this way can be stored in technological tanks at production bases for 2-3 weeks, and transported to the fields in finished form, and before the composition is pumped into the well, additional technological operations are not required.

Водоизолирующие свойства предлагаемого состава определяли на моделях пласта, которые заполняли кварцевым песком. Для этих целей фракции кварцевого песка 0,03-0,06 мм и 0,3-0,6 мм смешивали в соотношении 1:1 и 100 г полученной песчаной смеси набивали в стеклянную колонку длиной 1200 мм и диаметром 20 мм, равномерно уплотняя порции песчаной смеси. Через модель фильтровали пластовую воду (плотность 1,12 г/см3) и определяли проницаемость по воде K1. Фильтрацию пластовой воды проводили при постоянном давлении, равном 1 м вод. ст. Затем в модель закачивали гелеобразующий состав в количестве 0,3 порового объема модели. Для обеспечения смешения компонентов непосредственно в пористой среде после закачки гелеобразующего состава осуществляли его продавку пластовой водой (0,3 порового объема модели).The waterproofing properties of the proposed composition were determined on the reservoir models, which were filled with quartz sand. For these purposes, quartz sand fractions of 0.03-0.06 mm and 0.3-0.6 mm were mixed in a 1: 1 ratio, and 100 g of the resulting sand mixture was packed into a glass column 1200 mm long and 20 mm in diameter, uniformly compacting portions sand mixture. Formation water (density 1.12 g / cm 3 ) was filtered through a model and water permeability K 1 was determined. The formation water was filtered at a constant pressure of 1 m water. Art. Then, a gel-forming composition in the amount of 0.3 pore volume of the model was pumped into the model. To ensure mixing of the components directly in the porous medium after injection of the gel-forming composition, it was squeezed with formation water (0.3 pore volume of the model).

После завершения закачки гелеобразующего состава и пластовой воды систему оставляли на реагирование на 48 ч. Затем возобновляли фильтрацию пластовой воды и определяли проницаемость системы К2 после воздействия.After completion of the injection of the gelling composition and formation water, the system was left to react for 48 hours. Then, the filtration of formation water was resumed and the permeability of the K 2 system was determined after exposure.

Проницаемость определяли по уравнениюPermeability was determined by the equation

Figure 00000002
Figure 00000002

Q - объемная скорость фильтрации жидкости, м3/с;Q is the volumetric rate of fluid filtration, m 3 / s;

η- вязкость пластовой воды, Па·с;η is the viscosity of produced water, Pa · s;

l - длина модели, м;l is the length of the model, m;

F - площадь поперечного сечения модели, м;F is the cross-sectional area of the model, m;

ΔР - давление столба жидкости на модель при фильтрации, Па.ΔР is the pressure of the liquid column on the model during filtration, Pa.

Поскольку, кроме Q, все остальные параметры для данной модели при фильтрации пластовой воды постоянны, то фактор остаточного сопротивления Rост - отношение проницаемости по пластовой воде до и после воздействия будет равен:Since, in addition to Q, all other parameters for this model are constant during formation water filtration, the residual resistance factor R OST - the ratio of permeability in produced water before and after exposure will be equal to:

Figure 00000003
Figure 00000003

Аналогично проводили эксперименты с известными составами по прототипу и аналогам. Результаты фильтрационных опытов на моделях с различными проницаемостью и соотношением ингредиентов гелеобразующего состава приведены в табл.2.Similarly conducted experiments with known compositions of the prototype and analogues. The results of filtration experiments on models with different permeability and the ratio of the ingredients of the gel-forming composition are given in table 2.

Figure 00000004
Figure 00000004

Как видно из данных, приведенных в табл.2, предлагаемый состав по водоизолирующим свойствам превосходит аналоги.As can be seen from the data given in table 2, the proposed composition in terms of water-insulating properties exceeds analogues.

Из табл.1 и 2 видно, что экспериментальные данные позволили выявить интервалы массовых долей составных частей гелеобразующих составов, дающих наилучшие водоизолирующие свойства,%: силикат натрия 5-15; гипан 1-10; отходы производства цеолитовых катализаторов 0,1-5; АФ9-12 0,01-1.From tables 1 and 2 it is seen that the experimental data allowed us to identify the intervals of the mass fractions of the constituent parts of the gel-forming compositions, giving the best water-insulating properties,%: sodium silicate 5-15; hypane 1-10; waste from the production of zeolite catalysts 0.1-5; AF 9-12 0.01-1.

Использование предлагаемого состава обеспечивает по сравнению с прототипом снижение стоимости за счет уменьшения количества ингредиентов в массовых долях; повышение водоизолирующих свойств за счет введения активного наполнителя; повышение устойчивости дисперсной системы (состава) за счет введения поверхностно-активного вещества.Using the proposed structure provides, compared with the prototype, a reduction in cost by reducing the number of ingredients in mass fractions; increased water-insulating properties due to the introduction of an active filler; increasing the stability of the dispersed system (composition) due to the introduction of a surfactant.

Источники информацииSources of information

1. А.с. СССР № 1329240, МПК 6 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах / И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный, В.М. Сазонова и др. - Заявка № 3881869/03; заявл. 10.04.85; опубл. 09.08.95, БИ. № 22.1. A.S. USSR No. 1329240, IPC 6 E 21 B 33/138. Composition for isolating water in wells / I.A. Sidorov, Yu.A. Poddubny, V.M. Sazonova et al. - Application No. 3881869/03; declared 04/10/85; publ. 08/09/95, BI. Number 22.

2. А.С. СССР № 1321805, МКИ 4 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для изоляции пластовых вод в скважине / О.А. Морозов, B.C. Горшенев, В.Р. Родыгин и др. - Заявка № 3944251/22-03; заявл. 06.08.85; опубл. 07.07.87, БИ. № 25.2. A.S. USSR No. 1321805, MKI 4 E 21 V 33/138. Gel-forming composition for isolation of produced water in a well / O.A. Morozov, B.C. Gorshenev, V.R. Rodygin and others. - Application No. 3944251 / 22-03; declared 08/06/85; publ. 07.07.87, BI. Number 25.

3. А.с. СССР № 1298347, МКИ 4 Е 21 В 33/138. Состав для ограничения притока пластовых вод в скважину / В.А. Амиян, А.В. Амиян, В.К. Васильев и др. - Заявка № 3947212/22-03; заявл. 23.08.85; опубл. 23.03.87, БИ. № 11.3. A.S. USSR No. 1298347, MKI 4 E 21 V 33/138. Composition for restricting formation water inflow into the well / V.A. Amiyan, A.V. Amiyan, V.K. Vasiliev et al. - Application No. 3947212 / 22-03; declared 08.23.85; publ. 03/23/87, BI. Number 11.

Claims (1)

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и выравнивания профилей приемистости, включающий силикат натрия, гипан, наполнитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, отличающийся тем, что в качестве наполнителя он содержит отходы производства цеолитовых катализаторов, а в качестве ПАВ - АФ9-12 - стабилизатор состава при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%:A gelling composition for isolating water inflows and leveling injectivity profiles, including sodium silicate, hypane, filler, surfactant and water, characterized in that it contains waste from the production of zeolite catalysts as filler, and AF 9- as surfactant 12 - stabilizer composition with the following ratios of ingredients, wt.%: Силикат натрия 5 - 15Sodium Silicate 5 - 15 Гипан 1 - 10Gipan 1 - 10 Отходы производства цеолитовых катализаторов 0,1 - 5Wastes from the production of zeolite catalysts 0.1 - 5 АФ9-12 0,01 - 1AF 9-12 0.01 - 1 Вода ОстальноеWater Else
RU2002120658/03A 2002-07-29 2002-07-29 Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles RU2232257C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002120658/03A RU2232257C2 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2002120658/03A RU2232257C2 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2002120658A RU2002120658A (en) 2004-02-10
RU2232257C2 true RU2232257C2 (en) 2004-07-10

Family

ID=33412727

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2002120658/03A RU2232257C2 (en) 2002-07-29 2002-07-29 Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2232257C2 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2291890C1 (en) * 2005-04-28 2007-01-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Formation permeability controlling gelling formulation
RU2307147C1 (en) * 2006-01-31 2007-09-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Compound for controlling penetrability of pool
RU2386661C1 (en) * 2008-09-23 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Backfill composition (versions)
RU2723797C1 (en) * 2019-07-02 2020-06-17 Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" Composition for increasing oil production
RU2840200C1 (en) * 2023-12-22 2025-05-19 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Backfill composition for elimination of lost circulation zones

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1298347A1 (en) * 1985-08-23 1987-03-23 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Composition for limiting inflow of formation water into well
RU2064571C1 (en) * 1994-08-16 1996-07-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery
SU1595063A1 (en) * 1988-11-01 1996-10-10 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method for development of gas-condensate or oil pool
US6059036A (en) * 1997-11-26 2000-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing subterranean zones
RU2153067C1 (en) * 1999-09-13 2000-07-20 Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Formation permeability control composition

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1298347A1 (en) * 1985-08-23 1987-03-23 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Composition for limiting inflow of formation water into well
SU1595063A1 (en) * 1988-11-01 1996-10-10 Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов Method for development of gas-condensate or oil pool
RU2064571C1 (en) * 1994-08-16 1996-07-27 Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery
US6059036A (en) * 1997-11-26 2000-05-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for sealing subterranean zones
RU2153067C1 (en) * 1999-09-13 2000-07-20 Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Formation permeability control composition

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2291890C1 (en) * 2005-04-28 2007-01-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Formation permeability controlling gelling formulation
RU2307147C1 (en) * 2006-01-31 2007-09-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Compound for controlling penetrability of pool
RU2386661C1 (en) * 2008-09-23 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Backfill composition (versions)
RU2723797C1 (en) * 2019-07-02 2020-06-17 Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" Composition for increasing oil production
RU2840200C1 (en) * 2023-12-22 2025-05-19 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Backfill composition for elimination of lost circulation zones

Also Published As

Publication number Publication date
RU2002120658A (en) 2004-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6235809B1 (en) Multi-functional additive for use in well cementing
US4042031A (en) Plugging subterranean earth formations with aqueous epoxy emulsions containing fine solid particles
RU2062864C1 (en) Method for treating underground oil-bearing formation with area of higher permeability and area of lower permeability
RU2065442C1 (en) Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives
RU2064571C1 (en) Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery
RU2377390C1 (en) Method of insulating flow of water into well
RU2249670C2 (en) Method for isolating bed waters influx in wells
RU2232257C2 (en) Gel-forming compound for isolating water influxes and leveling acceleration profiles
RU2186942C1 (en) Method of preparation of grouting composition
SU1731942A1 (en) Compound for oil field development control and preparation method
RU2627502C1 (en) Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition
RU2256787C1 (en) Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases
RU2109939C1 (en) Compound for limitation of brine water inflow
RU2230179C2 (en) Gel-forming compound for isolating water influxes and for smoothing accele ration profiles
RU2170817C2 (en) Method of displacement of unrecovered oil
RU2147672C1 (en) Viscoelastic compound for isolation jobs in wells
RU2229584C1 (en) Water isolating composition
RU2490295C1 (en) Composition for sealing influx of water into oil wells
RU2167285C1 (en) Composition for regulating penetrability of heterogeneous collector
RU2396419C1 (en) Method for isolation of water production to producing oil wells
RU2224101C2 (en) Water surrounded petroleum collectors isolation method
RU2272892C1 (en) Reservoir isolation method
RU2359003C1 (en) Composition for isolating water production in well
RU2710862C1 (en) Composition for isolating water influx into well
CN116064022B (en) Oil field profile control water shutoff composition and preparation method and application thereof

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20040730