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 PDFInfo
- 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
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 title description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 41
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 12
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 3
- -1 hypane Substances 0.000 claims description 2
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical group SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Catalysts (AREA)
Abstract
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.
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
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:
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.
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)
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)
| 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)
| 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 |
-
2002
- 2002-07-29 RU RU2002120658/03A patent/RU2232257C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| 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)
| 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 |

