RU2071555C1 - Composition for control of oil-field development - Google Patents
Composition for control of oil-field development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2071555C1 RU2071555C1 RU94037502/03A RU94037502A RU2071555C1 RU 2071555 C1 RU2071555 C1 RU 2071555C1 RU 94037502/03 A RU94037502/03 A RU 94037502/03A RU 94037502 A RU94037502 A RU 94037502A RU 2071555 C1 RU2071555 C1 RU 2071555C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- oil
- wood flour
- development
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 6
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 3
- OIDPCXKPHYRNKH-UHFFFAOYSA-J chrome alum Chemical compound [K]OS(=O)(=O)O[Cr]1OS(=O)(=O)O1 OIDPCXKPHYRNKH-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- -1 moreover Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N chromate(2-) Chemical class [O-][Cr]([O-])(=O)=O ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N chromium(6+) Chemical class [Cr+6] JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009837 dry grinding Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 229940087248 metasol Drugs 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010399 physical interaction Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано для изоляции водопритока к нефтяным скважинам, ликвидации заколонных перетоков, а также для изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for regulating the development of oil fields, and can be used to isolate water inflow to oil wells, eliminate casing flows, and also to change the filtration characteristics of heterogeneous formations.
Известен гелеобразующий тампонажный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений путем ликвидации поглощений в скважинах, включающий оксиэтилцеллюлозу, соль трехвалентного хрома, бентонитовый глинопорошок, щелочь и воду (Авт.св. N 1592473, кл.Е 21 В 33/138, 1990). Known gel-forming grouting composition for regulating the development of oil fields by eliminating absorption in wells, including hydroxyethyl cellulose, trivalent chromium salt, bentonite clay powder, alkali and water (Aut. St. N 1592473, class E 21 B 33/138, 1990).
Недостатком данного состава является неустойчивость его к размыву в условиях высокопористых и трещиноватых коллекторов вследствие того, что после образования геля в пластовых условиях частицы глины продолжают набухать, снижая прочность геля. The disadvantage of this composition is its instability to erosion under conditions of highly porous and fractured reservoirs due to the fact that after gel formation in reservoir conditions, clay particles continue to swell, reducing the strength of the gel.
Известен гелеобразующий состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий карбоксиметилцеллюлозу, лигносульфонаты, хроматы и воду (Авт.св. N 1472643, кл. Е 21 В 33/138, 1989). Known gel-forming composition for regulating the development of oil fields, including carboxymethyl cellulose, lignosulfonates, chromates and water (Aut. St. N 1472643, CL E 21 B 33/138, 1989).
Однако этот состав мало эффективен в высокопроницаемых пластах, т.к. обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, обусловленными отсутствием наполнителя, а также для достижения высоких прочностных показателей требуется большой расход дорогостоящих реагентов. However, this composition is not very effective in highly permeable formations, because possesses insufficiently high structural and mechanical properties due to the lack of filler, and to achieve high strength characteristics requires a large consumption of expensive reagents.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полиакриламид, хромовые квасцы, бентонитовую глину и воду (Авт, св. N 1731942, кл.Е21 В 43/22, 1992). The closest in technical essence and the achieved effect is a composition for regulating the development of oil fields, including polyacrylamide, chrome alum, bentonite clay and water (Avt. St. N 1731942, class E21 B 43/22, 1992).
Однако, известный состав обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, это обусловлено тем, что введение глины, обладающей большей степенью и временем предельного набухания, значительно превышающем время гелеобразования, приводит к возникновению в образующемся геле перенапряжений, т.е. внутренних дефектов в структуре. Поэтому, такая система подвергается разрушению под действием высоконапорного потока воды в условиях пласта. However, the known composition has insufficiently high structural and mechanical properties, this is due to the fact that the introduction of clay, which has a greater degree and time of maximum swelling, significantly exceeding the gelation time, leads to the appearance of overvoltages in the gel formed, i.e. internal defects in the structure. Therefore, such a system undergoes destruction under the influence of a high-pressure flow of water in the reservoir.
В основу настоящего изобретения положена задача создать состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, обладающий высокими структурно-механическими свойствами. The basis of the present invention is to create a composition for regulating the development of oil fields with high structural and mechanical properties.
Предлагаемый состав содержит водорастворимый полимер, наполнитель, сшиватель, например, хромовые квасцы и воду, причем в качестве наполнителя используют древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. The proposed composition contains a water-soluble polymer, a filler, a crosslinker, for example, chrome alum and water, moreover, wood flour is used as a filler in the following ratio of components, wt.
водорастворимый полимер 0,03 20,0
Древесная мука 0,1 7-0
Cшиватель 0,02 3,0
Вода остальное
Состав готовят следующим образом.water soluble polymer 0.03 20.0
Wood flour 0.1 7-0
Stapler 0.02 3.0
Water rest
The composition is prepared as follows.
В водный раствор полимера, приготовленный непосредственно на скважине или в промышленных условиях, при постоянном механическом перемешивании добавляют расчетное количество древесной муки, затем сшивателя. In an aqueous polymer solution prepared directly at the well or under industrial conditions, with constant mechanical stirring, add the calculated amount of wood flour, then a crosslinker.
При приготовлении состава данным способом образуется пространственно-сшитая сетка из макромолекул полимера. Древесная мука, являясь активным наполнителем, вступает в межмолекулярное физическое взаимодействие с полимером с образованием водородных связей и за счет физических сил. Вследствие того, что время набухания древесной муки в воде меньше или сопоставимо с временем гелеобразования, полученная сшитая полимерно-наполненная система лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами. Это позволяет эффективно использовать ее в технологических процессах, направленных для регулирования разработки нефтяных месторождений. When preparing the composition by this method, a spatially cross-linked network of polymer macromolecules is formed. Wood flour, being an active filler, enters into intermolecular physical interaction with the polymer with the formation of hydrogen bonds and due to physical forces. Due to the fact that the swelling time of wood flour in water is less than or comparable with the gelation time, the resulting crosslinked polymer-filled system is devoid of internal overvoltages in its structure and has increased structural and mechanical properties. This allows you to effectively use it in technological processes aimed at regulating the development of oil fields.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность процессов регулирования разработки нефтяных месторождений за счет применения материала, обладающего высокими структурно-механическими свойствами. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to increase the efficiency of the processes of regulation of oil field development through the use of a material with high structural and mechanical properties.
В качестве водорастворимых полимеров могут также использованы, например:
полиакриламиды (ПАА) отечественные по ТУ 6-16-2531-81 ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортные с молекулярной массой (3-15) 106, а также акриловые полимеры "Гипан" по ТУ 6-01-166-77, "Метасол" по ТУ 6-01-254-74, "Комета" по ТУ 6-01-622-76;
лигносульфонаты лигносульфонат технический (ЛСТ) по ТУ 13-0281036-05-89, продукт гидролизного производства конденсированная сульфит-спиртовая барда (КССБ по ТУ 13-0281036-05-89, концентрат сульфитно-дрожжевой бражки (КДБ) по ТУ 81-04-225-79;
простые эфиры целлюлозы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) по ТУ 6-55-36-90, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) по ТУ 6-55-221-565-88, 6-55-221-317-88, импортные марок Тylosa, Nubrosol.As water-soluble polymers can also be used, for example:
domestic polyacrylamides (PAA) according to TU 6-16-2531-81 TU 6-01-1049-81, TU 14-6-121-75, imported with a molecular weight of (3-15) 10 6 , as well as Gipan acrylic polymers "according to TU 6-01-166-77," Metasol "according to TU 6-01-254-74," Comet "according to TU 6-01-622-76;
technical lignosulfonates technical lignosulfonate (LST) in accordance with TU 13-0281036-05-89, condensed sulphite-alcohol stillage hydrolysis product (KSSB in accordance with TU 13-0281036-05-89, sulphite-yeast mash concentrate (KDB) in accordance with TU 81-04- 225-79;
cellulose ethers carboxymethyl cellulose (CMC) according to TU 6-55-36-90, hydroxyethyl cellulose (OEC) according to TU 6-55-221-565-88, 6-55-221-317-88, imported brands Tylosa, Nubrosol.
Также могут использоваться смеси водорастворимых полимеров. Mixtures of water soluble polymers may also be used.
Древесная мука продукт сухого измельчения отходов деревообрабатывающей промышленности, ГОСТ 16361-87. Wood flour is a product of dry grinding of waste from the woodworking industry, GOST 16361-87.
В качестве сшивателя могут быть использованы, например:
бихромат калия, ГОСТ 2652-78,
бихромат натрия, ГОСТ 2651-88,
ацетат хрома;
хромовые квасцы, ГОСТ 4162-79.As a stapler can be used, for example:
potassium dichromate, GOST 2652-78,
sodium dichromate, GOST 2651-88,
chromium acetate;
chrome alum, GOST 4162-79.
При использовании в качестве сшивателя соединений шестивалентного хрома при необходимости добавляют в состав восстановитель хрома из шестивалентного в трехвалентное состояние. When hexavalent chromium compounds are used as a crosslinker, if necessary, a chromium reducing agent is added to the composition from the hexavalent to the trivalent state.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при использовании составов для регулирования разработки нефтяных месторождений. An analysis of the known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high rates when using formulations to regulate the development of oil fields.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводит конкретные примеры приготовления состава и его использования в промысловых условиях на конкретных месторождениях. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" provides specific examples of the preparation of the composition and its use in the field at specific fields.
Пример 1. Example 1
В химический стакан, снабженный мешалкой, помещают требуемое количество полимера и воды. Затем, после полного растворения полимера, добавляют расчетное количество древесной муки и сшивателя, состав перемешивают в течение индукционного периода гелеобразования с целью сохранения его седиментационной устойчивости. После этого состав приготовленный на основе ПАА и простых эфиров целлюлозы, переливают в измерительное устройство прибора "Реогель-001" и выдерживают в течение 24-48 ч для полного завершения процесса желирования, а состав, приготовленный на основе лигносульфоната, оставляют в стакане, при этом высота столба геля составляет не менее 45 мм. The required amount of polymer and water are placed in a beaker equipped with a stirrer. Then, after complete dissolution of the polymer, add the calculated amount of wood flour and a crosslinker, the composition is mixed during the induction period of gelation in order to maintain its sedimentation stability. After that, the composition prepared on the basis of PAA and cellulose ethers is poured into the measuring device of the Reogel-001 device and kept for 24-48 hours to complete the gelling process, and the composition prepared on the basis of lignosulfonate is left in a glass, the height of the gel column is at least 45 mm.
Оценку структурно-механических свойств заявляемого и известного составов проводят в лабораторных условиях по следующим показателям: напряжение сдвига при скорости сдвига 1 с-1, модулю упругости при сдвиге, деформации сдвига для составов на основе полиакриламида и простых эфиров целлюлозы с использованием прибора "Реогель-001" и по числу пенетрации для составов на основе лигносульфонатов. Определение числа панетрации проводят согласно ГОСТ 1440-78. Одна единица пенетрации равна 0,1 мм глубины погружения иглы и, чем больше это число (погружение), тем "мягче", пластичнее состав и, тем самым, ниже прочность геля.The structural and mechanical properties of the claimed and known compositions are evaluated in laboratory conditions according to the following indicators: shear stress at a shear rate of 1 s -1 , shear modulus, shear strain for compositions based on polyacrylamide and cellulose ethers using the Reogel-001 device "and the number of penetration for compositions based on lignosulfonates. The determination of the number of panetration is carried out according to GOST 1440-78. One penetration unit is equal to 0.1 mm of the immersion depth of the needle and the larger the number (immersion), the softer, more plastic the composition and, therefore, the lower the gel strength.
Составы и их структурно-механические свойства приведены в табл.1. The compositions and their structural and mechanical properties are given in table 1.
Как видно из данных, приведенных в табл.1, заявленный состав обладает высокими структурно-механическими свойствами. As can be seen from the data given in table 1, the claimed composition has high structural and mechanical properties.
Для определения эффективности использования предлагаемого состава проводят промысловые испытания на скважинах Лянторского, Самотлорского, Быстринского и Дружного месторождений. Результаты исследований приведены в табл.2. To determine the effectiveness of using the proposed composition, field tests are conducted at the wells of the Lyantorskoye, Samotlor, Bystrinsky and Druzhnoye fields. The research results are given in table.2.
Пример 2 (табл.2, опыт 1). Example 2 (table 2, experiment 1).
В добывающей скважине проводят работы по изоляции притока пластовой или закачиваемой воды, поступающей в скважину как из продуктивных эксплуатационных горизонтов, так и из "чужих" горизонтов путем заколонных перетоков. Для изоляции воды закачивают состав, состоящий из 0,5% ПАА, 0,3% древесной муки, 0,3% бихромата калия и 98,9% воды. Эффективность оценивают по снижению обводненности добываемой продукции и по данным геофизических исследований (термометрия и расходометрия). In the producing well, work is carried out to isolate the influx of formation or injected water entering the well from productive production horizons, as well as from “foreign” horizons through casing flows. To isolate water, a composition is injected, consisting of 0.5% PAA, 0.3% wood flour, 0.3% potassium dichromate and 98.9% water. Efficiency is estimated by reducing the water content of the extracted products and according to geophysical studies (thermometry and flow metering).
Пример 3 (табл.2, опыт 4). Example 3 (table 2, experiment 4).
В нагнетательной скважине проводят работы по отключению промытых высокопроницаемых интервалов и ликвидации ухода закачиваемой воды в неэксплуатируемые горизонты (заколонных перетоков). Для этого закачивают состав, состоящий из 10,0% ЛСТ, 2,0% древесной муки, 30% бихромата калия и 85,0% воды. Эффективность изоляции оценивают по изменению приемистости и по данным геофизических исследований. In the injection well, work is carried out to turn off the washed high-permeability intervals and eliminate the withdrawal of injected water into unexploited horizons (casing flows). For this, a composition is injected consisting of 10.0% LFB, 2.0% wood flour, 30% potassium dichromate and 85.0% water. The insulation efficiency is estimated by the change in injectivity and according to geophysical research.
Аналогично примеру 2 и 3 проводят работы по обработке других добывающих и нагнетательных скважин. Analogously to example 2 and 3, work is carried out on the processing of other producing and injection wells.
Полученные результаты показывают высокую эффективность применения заявленного состава для регулирования разработки нефтяных месторождений по сравнению с применением известного состава (табл.2, опыт 6). The results show a high efficiency of the application of the claimed composition for regulating the development of oil fields in comparison with the use of the known composition (table 2, experiment 6).
Применение предлагаемого состава позволит:
более эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений, характеризующихся сложными горно-геологическими и промысловыми условиями;
использовать при перевозке и закачке стандартную технику;
утилизировать крупнотоннажные отходы и полупродукты промышленных производств.The application of the proposed structure will allow:
more efficiently regulate the development of oil fields characterized by complex mining, geological and field conditions;
use standard equipment during transportation and injection;
Dispose of large-tonnage waste and intermediate products of industrial production.
Claims (1)
Древесная мука 0,1 7,0
Сшиватель 0,02 3,0
Вода ОстальноеWater soluble polymer 0.03 20.0
Wood flour 0.1 7.0
Stapler 0.02 3.0
Water Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94037502/03A RU2071555C1 (en) | 1994-10-06 | 1994-10-06 | Composition for control of oil-field development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94037502/03A RU2071555C1 (en) | 1994-10-06 | 1994-10-06 | Composition for control of oil-field development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94037502A RU94037502A (en) | 1996-09-10 |
| RU2071555C1 true RU2071555C1 (en) | 1997-01-10 |
Family
ID=20161374
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94037502/03A RU2071555C1 (en) | 1994-10-06 | 1994-10-06 | Composition for control of oil-field development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2071555C1 (en) |
Cited By (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2116439C1 (en) * | 1998-03-11 | 1998-07-27 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method for development of flooded non-uniform oil bed |
| RU2124634C1 (en) * | 1997-06-04 | 1999-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Compound for isolation of water-bearing beds |
| RU2124622C1 (en) * | 1997-06-04 | 1999-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Compound for isolation of water-bearing beds |
| RU2148149C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Compound for restricting water inflow to well |
| RU2153062C1 (en) * | 1999-08-04 | 2000-07-20 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Method of selectively insulating formation waste water (versions) |
| RU2167285C1 (en) * | 1999-11-22 | 2001-05-20 | ОАО Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for regulating penetrability of heterogeneous collector |
| RU2168004C1 (en) * | 2000-06-14 | 2001-05-27 | Научно-техническое объединение "ИТИН" Инженерной академии РФ | Composition for biopolymer action on oil-well bottom zones |
| RU2169256C1 (en) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of water-encroached oil deposit |
| RU2169258C1 (en) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells |
| RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
| RU2182645C1 (en) * | 2001-05-30 | 2002-05-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Gel-forming composition for insulation of water influx to well |
| RU2188312C2 (en) * | 2000-04-14 | 2002-08-27 | ОАО "Нефтяная компания "Паритет" | Composition for regulation of oil field development |
| RU2211316C1 (en) * | 2002-04-22 | 2003-08-27 | Институт химии твердого тела и механохимии СО РАН | Dispersed gel-forming composition for development of oil deposits by waterflooding |
| RU2361898C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2381251C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil displacement composition |
| RU2382187C1 (en) * | 2008-11-17 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of non-homogeneous oil reservoirs production |
| RU2483093C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method |
| RU2608137C1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-01-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of inhomogeneous oil formation |
| RU2634467C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Limitation of well water production |
| RU2648399C2 (en) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of leveling the injectivity profile of injection wells |
| RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
| RU2704168C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water influx isolation in well |
-
1994
- 1994-10-06 RU RU94037502/03A patent/RU2071555C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1592473, кл. E 21 B 33/138, 1990. Авторское свидетельство СССР N 1472643, кл. E 21 B 33/138, 1989. Авторское свидетельство СССР N 1731942, кл. E 21 B 43/22, 1992. * |
Cited By (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2124634C1 (en) * | 1997-06-04 | 1999-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Compound for isolation of water-bearing beds |
| RU2124622C1 (en) * | 1997-06-04 | 1999-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Compound for isolation of water-bearing beds |
| RU2116439C1 (en) * | 1998-03-11 | 1998-07-27 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Method for development of flooded non-uniform oil bed |
| RU2148149C1 (en) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Compound for restricting water inflow to well |
| RU2153062C1 (en) * | 1999-08-04 | 2000-07-20 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Method of selectively insulating formation waste water (versions) |
| RU2167285C1 (en) * | 1999-11-22 | 2001-05-20 | ОАО Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for regulating penetrability of heterogeneous collector |
| RU2169256C1 (en) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of water-encroached oil deposit |
| RU2188312C2 (en) * | 2000-04-14 | 2002-08-27 | ОАО "Нефтяная компания "Паритет" | Composition for regulation of oil field development |
| RU2168004C1 (en) * | 2000-06-14 | 2001-05-27 | Научно-техническое объединение "ИТИН" Инженерной академии РФ | Composition for biopolymer action on oil-well bottom zones |
| RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
| RU2169258C1 (en) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells |
| RU2182645C1 (en) * | 2001-05-30 | 2002-05-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Gel-forming composition for insulation of water influx to well |
| RU2211316C1 (en) * | 2002-04-22 | 2003-08-27 | Институт химии твердого тела и механохимии СО РАН | Dispersed gel-forming composition for development of oil deposits by waterflooding |
| RU2361898C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2381251C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil displacement composition |
| RU2382187C1 (en) * | 2008-11-17 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of non-homogeneous oil reservoirs production |
| RU2483093C1 (en) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Compound for isolation of water inflow and absorbing zones in well, and its application method |
| RU2608137C1 (en) * | 2015-11-23 | 2017-01-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of inhomogeneous oil formation |
| RU2648399C2 (en) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of leveling the injectivity profile of injection wells |
| RU2634467C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-10-30 | Общество с Ограниченной Ответственностью ООО "ТаграС - РемСервис" | Limitation of well water production |
| RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
| RU2704168C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water influx isolation in well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94037502A (en) | 1996-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2071555C1 (en) | Composition for control of oil-field development | |
| CN101121880B (en) | Natural macromolecule modified starch profile control agent for oil field | |
| CN113980169B (en) | A kind of fluorescent styrene-acrylic polymer composite microsphere conditioning agent and preparation method thereof | |
| CN104371699A (en) | Organic aluminum-zirconium crosslinking agent and preparation method thereof, and low-molecular polymer fracturing fluid | |
| WO1993019282A1 (en) | Fiber reinforced gel for use in subterranean treatment process | |
| CN107629774A (en) | A kind of temporarily stifled diversion agent and preparation method thereof | |
| CN103409118B (en) | A kind of synthetic method of water-base drilling fluid ultrahigh-temperature stablizer | |
| US3334689A (en) | Method of stabilizing or sealing earth formations | |
| CN110079286B (en) | Delayed crosslinking gel composition for plugging and preparation method thereof | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2385894C1 (en) | METHOD OF PREPARATION OF LIGHT GROUTING MORTAR OF DENSITY 1450-1500 kg/m3 | |
| CN107286916A (en) | A kind of oil-gas field fracturing liquid containing PVA, PVA fiber, oil gas field well cementation agent and oil-gas field fracturing diverting agent | |
| CN106947449B (en) | A kind of shielding diverting agent and preparation method thereof, application method | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| CN114574179B (en) | Pressure response type consolidation plugging agent and preparation method and application thereof | |
| Sigale et al. | Aspects of crosslinking sulfonated polyacrylamides from rheological studies on their gels | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| CN110317590A (en) | It is suitble to the transfer drive system and preparation method thereof of high contents of calcium and magnesium oil reservoir | |
| SU1731942A1 (en) | Compound for oil field development control and preparation method | |
| RU2128284C1 (en) | Composition for controlling development of oil deposits | |
| RU2132458C1 (en) | Liquid for hydraulic breakage of bed | |
| CN115960309B (en) | Polymer sand stabilizing agent and preparation method thereof | |
| RU2032068C1 (en) | Compound for insulation of formation waters, elimination of inter-formation and annular space crossflows | |
| RU2188930C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20051007 |