RU2137905C1 - Состав для изоляции пластовых вод в скважине - Google Patents
Состав для изоляции пластовых вод в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2137905C1 RU2137905C1 RU99100405A RU99100405A RU2137905C1 RU 2137905 C1 RU2137905 C1 RU 2137905C1 RU 99100405 A RU99100405 A RU 99100405A RU 99100405 A RU99100405 A RU 99100405A RU 2137905 C1 RU2137905 C1 RU 2137905C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- fatty acids
- synthetic fatty
- sodium
- Prior art date
Links
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title abstract 3
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 title abstract 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 18
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 58
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 3
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical class [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N methyl cellulose Chemical compound COC1C(OC)C(OC)C(COC)O[C@H]1O[C@H]1C(OC)C(OC)C(OC)OC1COC YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение изолирующей способности состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных коллекторов при наличиии пластовых вод разной степени минерализации. Состав содержит метасиликат натрия, оксиэтилцеллюлозу, продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг•экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, и воду. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока в процессе бурения и ремонта скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов, ликвидации заколонных перетоков и выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, а также для снижения проницаемости фильтрационной корки и зоны кольматации перед цементированием ствола скважины.
Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта, содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: гивпан - 1,0-5,0; силикат натрия - 0,33-3,0; хлористый кальций - 2,0-5,0; вода - остальное (см., например. Патент РФ N 2064571, кл. E 21 B 33/138, от 1994 г.).
Недостатком известного состава являются его низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта. Это объясняется тем, что акриловый полимер (гивпан) мгновенно коагулирует в высокоминерализованной воде, образуя осадки, и при проведении изоляционных работ состав в первую очередь проникает по высокопроницаемым каналам пласта, оставляя неизолированными мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением. Образующиеся осадки закупоривают сужение каналов при нагнетании состава в пласт, но при выравнивании давлений осадки под действием гравитационных сил способны опускаться в более широкую часть каналов, снижая изоляционный эффект. Технология использования известного состава предусматривает закачку компонентов состава в изолируемый пласт отдельными чередующимися пачками, которые нельзя смешивать предварительно в стволе скважины, что также снижает технологичность состава, а в некоторых геолого-технических условиях, например при протяженном интервале перфорации, делает процесс изоляции неуправляемым. В то же время, технология применения состава исключает селективность изоляции.
Кроме того, для приготовления известного состава используют в основном жидкие компоненты (полимер, жидкое стекло - силикат натрия), что делает этот состав нетехнологичным, особенно в зимнее время.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является вязкопластичный состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий гипан, силикат натрия и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гипан - 3,0-10,0; силикат натрия - 10-30; вода-остальное ( см., например, Авт. свид. N 1329240, кл. E 21 B 33/138, от 1985 г. Этому составу также присущи вышеуказанные недостатки. Так, состав проявляет изолирующие свойства только при смешении с высокоминерализованной пластовой водой, содержащей поливалентные ионы металлов, при этом осадок образуется сразу же после контакта с солями кальция, магния и др., что затрудняет проведение изоляционных работ в пласте. Кроме того, высокое содержание ингредиентов в известном составе повышает его стоимость.
Целью предлагаемого изобретения является повышение его изолирующей способности в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных коллекторов при наличии пластовых вод разной степени минерализации.
Дополнительной целью является повышение технологичности состава и снижение его стоимости за счет использования порошкообразных продуктов при общем снижении расхода состава для проведения изоляционных работ и уменьшении содержания компонентов в составе.
Поставленная цель достигается тем, что известный состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий силикат натрия, полимер и воду, дополнительно содержит продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, в качестве силиката натрия состав содержит метасиликат натрия при соотношении в нем Na2O: SiO2 ≈ 1,0, а в качестве полимера -оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Метасиликат натрия - 4,01-40,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,5 - 3,0
Оксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,45
Вода - Остальное
Повышение изолирующих свойств заявляемого состава объясняется, на наш взгляд, следующим. Введение солестойкого полимера - ОЭЦ предотвращает мгновенное выпадение осадка при взаимодействии реагентов с пластовой водой, дополнительный ввод в состав добавки-продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, обеспечивает образование объемного осадка не только в присутствии солей поливалентных металлов, но и солей натрия и калия. При заявляемом сочетании реагентов и их соотношении компонентов обеспечивается сохранение вязкости состава в высокоминерализованной пластовой воде и образование более объемного гелеобразного осадка в пластовой воде любой минерализации. За счет этого при поступлении высоковязкого состава в пласт проницаемость фильтрационных каналов быстро снижается, увеличивается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых каналов и в результате изоляционный состав одновременно проникает и в более мелкие каналы. Это приводит к увеличению охвата пласта изоляционным составом при меньшем расходе состава.
Метасиликат натрия - 4,01-40,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,5 - 3,0
Оксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,45
Вода - Остальное
Повышение изолирующих свойств заявляемого состава объясняется, на наш взгляд, следующим. Введение солестойкого полимера - ОЭЦ предотвращает мгновенное выпадение осадка при взаимодействии реагентов с пластовой водой, дополнительный ввод в состав добавки-продукта на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, обеспечивает образование объемного осадка не только в присутствии солей поливалентных металлов, но и солей натрия и калия. При заявляемом сочетании реагентов и их соотношении компонентов обеспечивается сохранение вязкости состава в высокоминерализованной пластовой воде и образование более объемного гелеобразного осадка в пластовой воде любой минерализации. За счет этого при поступлении высоковязкого состава в пласт проницаемость фильтрационных каналов быстро снижается, увеличивается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых каналов и в результате изоляционный состав одновременно проникает и в более мелкие каналы. Это приводит к увеличению охвата пласта изоляционным составом при меньшем расходе состава.
Для приготовления заявляемого состава в лабораторных условиях использованы следующие вещества:
1. Оксиэтилцеллюлоза марки TYLOSE EHM фирмы "Hoechst";
2. Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, ТУ 84-07509103.454-96; выпускается под торговой маркой "Водоэмульсионный концентрат ЭМКО" в качестве смазочно-охлаждающей жидкости.
1. Оксиэтилцеллюлоза марки TYLOSE EHM фирмы "Hoechst";
2. Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, ТУ 84-07509103.454-96; выпускается под торговой маркой "Водоэмульсионный концентрат ЭМКО" в качестве смазочно-охлаждающей жидкости.
3. Метасиликат натрия, ТУ 6-18-161-82, производство ПО "Сода", г. Березники.
Предлагаемый состав готовят путем предварительного растворения ЭМКО в воде и ввода в этот раствор метасиликата натрия и ОЭЦ. Полученную смесь перемешивают.
Нижний предел концентрации компонентов определяется низким эффектом изоляции при содержании ОЭЦ менее 0,1% и метасиликата натрия менее 4%. Верхний предел концентрации определяется высокой вязкостью получаемого состава, затрудняющей продавку композиции в пласт.
Для оценки изолирующих свойств состава были выполнены сравнительные исследования на моделях насыпных образцов, насыщенных водами различной минерализации. Методика исследований включала определение водопроницаемости образца до и после закачки составов.
Керновый материал после удаления нефти и высушивания измельчали, просеивали, отбирая две песчаные фракции с размерами 1-2 мм и 0,25-1,0 мм. Полученные фракции тщательно смешивали в соотношении 9:1. Песчаный материал набивали в стеклянную колонку длиной 0,32 м и диаметром 0,02 м, добиваясь равномерного уплотнения. Сначала через модель фильтровали пластовую воду и определяли скорость ее фильтрации в м3/ч (проницаемость по воде K1). Фильтрацию воды осуществляли при постоянном давлении, равном 1,0 м вод.ст. Затем в модель закачивали состав.
После завершения закачки состава колонку оставляли на реакцию на 3 ч. Затем осуществляли фильтрацию пластовой воды в обратном направлении и определяли проницаемость K2 после воздействия. По отношению K1/K2 судили об изолирующих свойствах состава. Аналогично проводили эксперимент с известными по прототипу и аналогу составами.
Данные о водоизолирующих свойствах предлагаемого и известных составов приведены в таблице 1.
Результаты исследований свидетельствуют о сравнительно высокой эффективности изоляции пластовых вод предлагаемым составом и превосходстве предлагаемого состава по водоизолирующим свойствам над прототипом и аналогом. Так, после обработки пористой среды заявляемым составом проницаемость снизилась в 420-1354 раза, в то время как при использовании состава по прототипу проницаемость снизилась в 25,6 раза, а при использовании состава по аналогу - в 20,3 раза.
Определение эффективности использования заявляемого состава для дополнительной изоляции кольматационного экрана и фильтрационной корки перед цементированием проводили по следующей методике.
На фильтр-прессе фирмы OFI формировали фильтрационную корку бурового раствора в динамических условиях (nc=600 об/мин) при Δ P=0,2 МПа в течение 30 минут. Через сформированную корку фильтровали предлагаемый состав в статических условиях при Δ P=0,2 МПа в течение 30 минут. Затем фильтровали тампонажный состав в динамических условиях (nc=100 об/мин) при Δ P=0,7 МПа в течение 30 минут.
Порядок исследований был следующим.
При подготовке прибора к работе в камеру вкладывалась металлическая сетка и 2 бумажных фильтра "синяя лента". Буровой раствор готовился в объеме, достаточном для заполнения камеры (~ 400 мл) и заливался в камеру. Крышка прибора закрывалась и подавалось давление -0,2 МПа. Раствор выдерживался при этом давлении в течение 30 минут с постоянным перемешиванием. Затем давление сбрасывалось, крышка прибора снималась и остатки раствора сливались в приготовленные емкости. Прибор не разбирался. Затем в камеру заливался необходимый объем изоляционного состава и выдерживался при давлении 0,2 МПа в течение 30 минут без перемешивания. После этого состав сливался и заливался цементный раствор. При давлении 0,7 МПа в течение 30 минут с перемешиванием определялась динамика фильтрации цементного раствора.
По изменению объема фильтрата цементного раствора до обработки фильтрационной корки заявляемым составом и после обработки судили о снижении проницаемости зоны кольматации и повышении устойчивости к воздействию фильтрата цементного раствора. Результаты исследований приведены в таблице 2.
По результатам исследований отмечено, что проницаемость фильтрационной корки бурового раствора после обработки предлагаемым составом существенно снижается по сравнению с прототипом и аналогом. Так, после обработки пористой среды заявляемым составом проницаемость снизилась в 6,1-11,1 раз, в то время как при использовании состава по прототипу проницаемость снизилась в 2,5 раза, а при использовании состава по аналогу-в 2,8 раз.
Технология изоляции пластовых вод в скважинах заявляемым составом не отличается от общеизвестной. При попадании в обводненный пласт и смешении его с пластовой водой, содержащей ионы одно- и поливалентных металлов, происходит образование гелеобразных, аморфных и кристаллических осадков, которые имеют высокую адгезию к поверхности породы и меняют фазовую проницаемость водоносного пласта. В нефтенасыщенных интервалах тампонирующая масса не образуется.
При использовании предлагаемого состава в промысловых условиях обеспечивается повышение эффективности изоляционных работ в 1,5-2 раза, в сравнении с традиционными составами на основе силикатов натрия и акриловых полимеров, при ликвидации заколонных перетоков и выравнивании профиля приемистости скважин, изоляции зон поглощения и водопроявления при бурении скважин, создании изоляционного экрана в пластах с водонефтяной зоной, снижении проницаемости зоны кольматации ПЗП, сформированной в процессе бурения, для предупреждения раствора при креплении скважин.
Claims (1)
- Состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий полимер, силикат натрия и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка, не менее 1,7 мг • экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 1,0% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, в качестве полимера состав содержит оксиэтилцеллюлозу, а в качестве силиката натрия - метасиликат натрия при соотношении в нем Na2O : SiO2 ≈ 1,0, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Метасиликат натрия - 4,0 - 10,0
Указанный продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот (в пересчете на активную основу) - 0,5 - 3,0
Оксиэтилцеллюлоза - 0,1 - 0,45
Вода - Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (ru) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Состав для изоляции пластовых вод в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (ru) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Состав для изоляции пластовых вод в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2137905C1 true RU2137905C1 (ru) | 1999-09-20 |
Family
ID=20214461
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99100405A RU2137905C1 (ru) | 1999-01-18 | 1999-01-18 | Состав для изоляции пластовых вод в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2137905C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186363C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения водоизолирующих свойств составов для водоизоляции эксплуатационных скважин |
| RU2211913C1 (ru) * | 2001-12-13 | 2003-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ изоляции поглощающих пластов в скважине |
| RU2215135C1 (ru) * | 2002-12-05 | 2003-10-27 | Гафаров Шамиль Анатольевич | Водоизолирующий состав |
| RU2351631C1 (ru) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Тампонажный состав |
| CN102169115A (zh) * | 2010-12-29 | 2011-08-31 | 中国石油天然气集团公司 | 一种通过岩心求取地层水矿化度的方法 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592267A (en) * | 1969-06-27 | 1971-07-13 | Shell Oil Co | Method of consolidating an unconsolidated sand |
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| US4662448A (en) * | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| SU1312156A1 (ru) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции пласта |
| RU2015305C1 (ru) * | 1992-05-21 | 1994-06-30 | Малое государственное предприятие "Приоритет" | Состав для селективной изоляции пластовых вод |
| SU1329240A1 (ru) * | 1985-04-10 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Состав для изоляции вод в скважинах |
| RU2064571C1 (ru) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти |
| RU2120539C1 (ru) * | 1996-10-08 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Нетвердеющий тампонажный состав |
-
1999
- 1999-01-18 RU RU99100405A patent/RU2137905C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592267A (en) * | 1969-06-27 | 1971-07-13 | Shell Oil Co | Method of consolidating an unconsolidated sand |
| US3656550A (en) * | 1970-09-08 | 1972-04-18 | Amoco Prod Co | Forming a barrier between zones in waterflooding |
| US4004639A (en) * | 1976-03-17 | 1977-01-25 | Union Oil Company Of California | Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation |
| SU1329240A1 (ru) * | 1985-04-10 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Состав для изоляции вод в скважинах |
| SU1312156A1 (ru) * | 1985-04-29 | 1987-05-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ изол ции пласта |
| US4662448A (en) * | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| RU2015305C1 (ru) * | 1992-05-21 | 1994-06-30 | Малое государственное предприятие "Приоритет" | Состав для селективной изоляции пластовых вод |
| RU2064571C1 (ru) * | 1994-08-16 | 1996-07-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти |
| RU2120539C1 (ru) * | 1996-10-08 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Нетвердеющий тампонажный состав |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2186363C1 (ru) * | 2000-12-18 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения водоизолирующих свойств составов для водоизоляции эксплуатационных скважин |
| RU2211913C1 (ru) * | 2001-12-13 | 2003-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ изоляции поглощающих пластов в скважине |
| RU2215135C1 (ru) * | 2002-12-05 | 2003-10-27 | Гафаров Шамиль Анатольевич | Водоизолирующий состав |
| RU2351631C1 (ru) * | 2007-08-13 | 2009-04-10 | Александр Илларионович Миков | Тампонажный состав |
| CN102169115A (zh) * | 2010-12-29 | 2011-08-31 | 中国石油天然气集团公司 | 一种通过岩心求取地层水矿化度的方法 |
| CN102169115B (zh) * | 2010-12-29 | 2013-07-31 | 中国石油天然气集团公司 | 一种通过岩心求取地层水矿化度的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| GB2351098A (en) | Water based wellbore fluids | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| RU2137905C1 (ru) | Состав для изоляции пластовых вод в скважине | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2080450C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2255209C1 (ru) | Способ глушения скважины | |
| RU2078919C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2230900C2 (ru) | Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки нефтяного пласта | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2108455C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2114991C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
| RU2475622C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2013521C1 (ru) | Способ изоляции обводненных пластов | |
| RU2117144C1 (ru) | Способ извлечения остаточной нефти | |
| RU2137906C1 (ru) | Способ подготовки скважин к цементированию | |
| RU2010948C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину | |
| RU2105878C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2061853C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2136716C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор | |
| RU2112780C1 (ru) | Малосиликатный буровой раствор | |
| SU962595A1 (ru) | Способ изол ции притока пластовых вод | |
| SU1724855A1 (ru) | Гелеобразующий тампонажный состав дл изол ции кавернозной части ствола скважины в процессе бурени |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080119 |