RU2161248C1 - Polymer-clay composition for increasing oil recovery - Google Patents
Polymer-clay composition for increasing oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2161248C1 RU2161248C1 RU99126230/03A RU99126230A RU2161248C1 RU 2161248 C1 RU2161248 C1 RU 2161248C1 RU 99126230/03 A RU99126230/03 A RU 99126230/03A RU 99126230 A RU99126230 A RU 99126230A RU 2161248 C1 RU2161248 C1 RU 2161248C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clay
- composition
- polymer
- water
- oil recovery
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к повышению нефтеотдачи неоднороднопроницаемых заводняемых пластов, и предназначено для повышения нефтеотдачи залежи. The invention relates to the oil industry, in particular, to increase oil recovery of heterogeneous permeable water formations, and is intended to increase oil recovery deposits.
Известен состав на основе полиакриламида - ПАА и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1]. Недостатком его является низкая эффективность при применении в высокопроницаемых пластах. Также известен состав на основе ПАА и глинистой суспензии [2]. Недостатком этого состава является недостаточная эффективность из-за повышенной сорбируемости ПАА на стенках поровых каналов породы и высокой скорости флокуляции глинистых частиц, что препятствует проникновению состава вглубь пласта. Known composition based on polyacrylamide - PAA and wastewater to limit water inflow into production wells [1]. Its disadvantage is low efficiency when used in highly permeable formations. Also known composition based on PAA and clay suspension [2]. The disadvantage of this composition is the lack of effectiveness due to the increased adsorption of PAA on the walls of the pore channels of the rock and the high rate of flocculation of clay particles, which prevents the penetration of the composition deep into the reservoir.
Наиболее близким аналогом к заявленному составу является полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон, или поли- N,N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид, глину-порошок и воду [3]. The closest analogue to the claimed composition is a polymer clay composition for increasing oil production from heterogeneous permeability layers due to deep penetration into a highly permeable formation and more complete closure of the pore channels, including a polymer polydimethyldiallylammonium chloride or polyaminosulfone, or poly- N, N- (2-hydroxy ) -propylammonium chloride, clay powder and water [3].
Недостатком этого состава является адсорбируемость полимера на стенках породы, что приводит к частичной потере полимера и флокуляции глинистой составляющей в наиболее высокопроницаемых участках пласта. The disadvantage of this composition is the adsorption of the polymer on the rock walls, which leads to a partial loss of polymer and flocculation of the clay component in the most highly permeable sections of the formation.
При флокуляции происходит осаждение глинистой составляющей, что приводит к выделению свободной воды и неполному перекрытию порового канала. В дальнейшем, при возобновлении закачки воды, это является причиной преждевременного прорыва воды в добывающие скважины. Существенным недостатком является и то, что затворение состава производится в пресной воде, что ограничивает область применения состава. During flocculation, the clay component precipitates, which leads to the release of free water and incomplete closure of the pore channel. In the future, with the resumption of water injection, this is the reason for the premature breakthrough of water into production wells. A significant disadvantage is that the mixing of the composition is carried out in fresh water, which limits the scope of the composition.
Задачей изобретения является повышение эффективности состава за счет предотвращения адсорбции дефицитного полимера на стенках поровых каналов, предотвращения осаждения глинистых частиц в высокопроницаемых каналах и трещинах и обеспечения глубокого проникновения состава по простиранию пласта в пресных и минерализованных средах при высокой концентрации глинистой составляющей. The objective of the invention is to increase the efficiency of the composition by preventing the adsorption of scarce polymer on the walls of the pore channels, preventing the precipitation of clay particles in highly permeable channels and cracks and ensuring deep penetration of the composition along the strike of the formation in fresh and mineralized environments with a high concentration of clay component.
Поставленная задача решается тем, что полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов за счет глубокого проникновения в высокопроницаемый пласт и более полного перекрытия поровых каналов, включающий полимер, глинопорошок и воду, содержит в качестве полимера карбоксиметилцеллюлозу, воду - сточную с минерализацией 100-150 г/л или пресную и дополнительно - кальцинированную соду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,1- 1,0
Глинопорошок - 0,1-30
Кальцинированная сода - 0,1- 0,5
Вода сточная с минерализацией с минерализацией 100 -150 г/л или пресная - Остальное
Содержание ингредиентов в составе выше верхнего предела экономически нецелесообразно, а при нижнем пределе состав неэффективен из-за низкого водоизолирующего свойства. Фактическая концентрация ингредиентов в приведенных пределах подбирается в зависимости от приемистости скважины и горногеологических условий залегания и физических свойств продуктивных пластов.The problem is solved in that the polymer-clay composition for increasing oil production from heterogeneous permeability layers due to deep penetration into the highly permeable formation and more complete closure of the pore channels, including polymer, clay powder and water, contains carboxymethyl cellulose as a polymer, and water - waste water with a salinity of 100 -150 g / l or fresh and optionally soda ash in the following ratio of components, wt.%:
Carboxymethyl cellulose - 0.1-1.0
Clay powder - 0.1-30
Soda ash - 0.1-0.5
Wastewater with mineralization with mineralization 100 -150 g / l or fresh - Other
The content of ingredients in the composition above the upper limit is not economically feasible, and at the lower limit, the composition is ineffective due to the low water-insulating properties. The actual concentration of ingredients within the given limits is selected depending on the injectivity of the well and the mining and geological conditions of occurrence and the physical properties of the productive formations.
Карбоксиметилцеллюлоза широко распространенный реагент и применяется для стабилизации глинистых суспензий в пресноводной среде и в условиях полиминеральной среды с содержанием хлористого натрия до полного насыщения и хлористого кальция по кальций - иону до 5 г/л, что соответствует составу сточных вод, закачиваемых в пласты Ромашкинского месторождения. Carboxymethyl cellulose is a widely used reagent and is used to stabilize clay suspensions in a freshwater environment and in a polymineral medium containing sodium chloride to full saturation and calcium chloride in calcium ion up to 5 g / l, which corresponds to the composition of wastewater injected into the Romashkinskoye field.
Механизм стабилизирующего воздействия КМЦ на глинистую суспензию следующий. В пресных растворах с малым содержанием глинистой фазы нитеобразные молекулы полимера затрудняют соударение глинистых частиц, а в минерализованных средах происходит адсорбция макромолекул полимера на поверхность глинистой частицы за счет сил электростатического взаимодействия с зарядами обменного комплекса на поверхности глинистой частицы, что в обеих случаях вызывает снижение вязкости суспензии за счет предотвращения их флокуляции и отсутствия непосредственного контакта между частицами и соответственно снижения сил трения. Взаимодействие частиц глины возможно только через тонкие полимерные молекулярные слои, это приводит к существенному снижению вязкости при течении глинистой суспензии с относительно высокой концентрацией глины [4] . Наличие кальцинированной соды в составе способствует поддержанию необходимого водородного показателя среды для формирования оптимальной конформации молекулам полимера на время закачки и движения состава по пласту. The mechanism of the stabilizing effect of CMC on a clay suspension is as follows. In fresh solutions with a low clay phase content, filamentous polymer molecules make it difficult to collide clay particles, and in mineralized media polymer macromolecules are adsorbed onto the surface of the clay particle due to the forces of electrostatic interaction with charges of the exchange complex on the surface of the clay particle, which in both cases causes a decrease in the viscosity of the suspension due to the prevention of their flocculation and the absence of direct contact between particles and, accordingly, the reduction of friction forces. The interaction of clay particles is possible only through thin polymer molecular layers, this leads to a significant decrease in viscosity during the course of clay suspension with a relatively high concentration of clay [4]. The presence of soda ash in the composition helps maintain the necessary pH of the medium to form the optimal conformation of the polymer molecules during the injection and the movement of the composition in the formation.
Эти свойства полученного раствора способствуют глубокому проникновению в пласт водоизолирующего состава по простиранию и постепенному тиксотропному упрочнению полимерглинистого геля во времени по мере снижения скорости движения. These properties of the resulting solution contribute to the deep penetration of the water-insulating composition into the formation along strike and to the gradual thixotropic hardening of the polymer clay gel over time as the speed decreases.
Тиксотропное упрочнение водоглинистой суспензии ограничивает дальнейшее продвижение состава в пласт по высокопроницаемым каналам и в отличие от флокуляции не приводит к уменьшению объема глины и выделению свободной воды. Происходит полное перекрытие высокопроницаемых поровых каналов пропластка или пласта. The thixotropic hardening of a water-clay suspension limits the further advancement of the composition into the formation along highly permeable channels and, unlike flocculation, does not lead to a decrease in clay volume and the release of free water. There is a complete overlap of highly permeable pore channels of the interbed or formation.
Техническая реализация предложенного решения осуществляется с использованием стандартного оборудования и не требует дополнительных затрат в сравнении с существующими методами повышения нефтеотдачи пластов. The technical implementation of the proposed solution is carried out using standard equipment and does not require additional costs in comparison with existing methods for increasing oil recovery.
В таблице приведены сравнительные свойства полимерглинистых суспензий (предлагаемого и прототипа). Предлагаемый состав позволяет производить закачку более высококонцентрированной композиции, что обеспечивает качественную водоизоляцию обводненных высокопроницаемых поровых каналов. The table shows the comparative properties of polymer clay suspensions (proposed and prototype). The proposed composition allows for the injection of a more highly concentrated composition, which provides high-quality waterproofing of flooded highly permeable pore channels.
Таким образом, предлагаемый состав в сравнении с прототипом не образует флокулирующего осадка, а тиксотропное упрочнение состава происходит со значительно медленной скоростью во времени. Эта реологическая характеристика позволяет составу проникать по высокообводненным каналам на большую глубину по простиранию пласта, при этом происходит более полное заполнение каналов за счет отсутствия флокуляции и уменьшения объема. Thus, the proposed composition in comparison with the prototype does not form a flocculating precipitate, and the thixotropic hardening of the composition occurs at a significantly slower rate in time. This rheological characteristic allows the composition to penetrate through the high-waterlogged channels to a greater depth along the strike of the formation, with more complete filling of the channels due to the absence of flocculation and a decrease in volume.
По табличным данным с учетом коэффициента тиксотропии построены кривые тиксотропного упрочнения состава при различной концентрации ингредиентов, которые приведены на графике чертежа с использованием формулы [4]:
Θ = аСk,
где Θ -величина статического напряжения сдвига, dПа;
а - коэффициент, зависящий от времени;
C - концентрация глинистой суспензии;
к - коэффициент тиксотропии.According to the tabular data, taking into account the thixotropy coefficient, the curves of thixotropic hardening of the composition are constructed at various concentrations of ingredients, which are shown on the drawing chart using the formula [4]:
Θ = aC k ,
where Θ is the value of the static shear stress, dPa;
a is a time-dependent coefficient;
C is the concentration of clay suspension;
k is the thixotropy coefficient.
Для сравнения построен график состава-прототипа, практически не обладающего тиксотропными свойствами. For comparison, a graph of the composition of the prototype, almost without thixotropic properties.
Техническая реализация на скважине осуществляется следующим образом. Предварительно подготовленная смесь, включающая ингредиенты (глинопорошок, КМЦ и кальцинированную соду), затаривается в герметичную емкость с помощью пневмотранспорта. В смесительную емкость подается вода из нагнетательной линии системы поддержания пластового давления (ППД), уточняется приемистость нагнетательной скважины. Далее, в смесительную емкость подается по дозировочному шнековому транспортеру сухая смесь из емкости хранения и перевозки сыпучих материалов, где и происходит перемешивание и растворение. Из смесительной емкости раствор плунжерными насосами нагнетается в скважину и по насосно-компрессорным трубам непосредственно в пласт. Technical implementation at the well is as follows. A pre-prepared mixture, including ingredients (clay powder, CMC and soda ash), is packaged in a sealed container using pneumatic conveying. Water is supplied to the mixing tank from the injection line of the reservoir pressure maintenance system (RPM), and the injectivity of the injection well is specified. Further, a dry mixture from a storage container and transportation of bulk materials is fed to the mixing tank via a metering screw conveyor, where mixing and dissolution take place. From the mixing tank, the solution is pumped into the well by plunger pumps and directly into the formation through tubing.
Процесс закачки контролируется оператором на персональном компьютере по информации, поступающей от исполнительных механизмов, с распечаткой результатов в табличном и графическом виде. The download process is controlled by the operator on a personal computer according to information received from the actuators, with a printout of the results in tabular and graphical form.
Эффективность закачки состава определяется по снижению обводненности нефти в добывающих скважинах, расположенных на участке воздействия нагнетательной скважины. Рекомендуемая начальная обводненность продукции добывающих скважин 90-95%. The effectiveness of the injection of the composition is determined by reducing the water cut of oil in production wells located on the site of the injection well. Recommended initial water cut of production wells 90-95%.
Пример. Очаговая водонагнетательная скважина проведена на неоднородный пласт нефтяной залежи, интервалы перфорации 1647-1650 м, 1661-1667 м, проницаемость пропластка нижнего интервала перфорации в 2,1 выше верхнего, приемистость скважины 950 куб.м/ сут при давлении нагнетания 6,0 МПа, 75% закачиваемой сточной воды поглощается нижним интервалом перфорации, средняя обводненность окружающих эксплуатационных скважин составляет 91%, однако имеется скважина с обводненностью и 95%. Отмечается неравномерность закачки как по мощности, так и по простиранию пласта. Для улучшения показателей добычи нефти по участку залежи в нагнетательную скважину закачали 560 куб.м состава, состоящего из 15% Альметьевского глинопорошка, 0,5% КМЦ и 0,3% кальцинированной соды, причем для более глубокого проникновения состава в пласт первая порция из 50 куб. м раствора представляла собой 5% глинистую суспензию, следующие 50 куб. раствора состояли из 10% глинистой суспензии, следующие 400 куб. м раствора включали 15% суспензию глинопорошка, а последняя порция состава включала 20% суспензию глины. Давление в процессе закачки постепенно возрастает после продавки первых 150 куб. м раствора и стабилизировалось на величине 7,5 МПа, после закачки последних 60 куб. м давление возросло до 8,2 МПа, после этого закачку прекратили. Example. A focal water injection well was drilled into a heterogeneous oil reservoir, perforation intervals of 1647-1650 m, 1661-1667 m, permeability of the interlayer of the lower perforation interval 2.1 higher than the upper, injectivity of the well 950 cubic meters per day at an injection pressure of 6.0 MPa, 75% of the injected wastewater is absorbed by the lower perforation interval, the average water cut of the surrounding production wells is 91%, however, there is a well with a water cut of 95%. Inequality of injection is noted both in power and in strike of the formation. To improve the performance of oil production, 560 cubic meters of composition consisting of 15% Almetyevsk clay powder, 0.5% CMC and 0.3% soda ash were pumped into the injection well in the injection well, and for the deeper penetration of the composition into the formation, the first portion of 50 cube m of the solution was a 5% clay suspension, the next 50 cubic meters. the solution consisted of a 10% clay slurry, the next 400 cubic meters. m solution included a 15% suspension of clay powder, and the last portion of the composition included a 20% suspension of clay. The pressure during the injection process gradually increases after the first 150 cubic meters are squeezed. m of solution and stabilized at a value of 7.5 MPa, after injection of the last 60 cubic meters. m pressure increased to 8.2 MPa, after which the injection was stopped.
Приемистость скважины после закачки составила 480 куб. м/сут при давлении 6,0 МПа. Это в 1,9 раза ниже первоначальной. Нагнетание воды далее производили при давлении 7-8 МПа. The injectivity of the well after injection was 480 cubic meters. m / day at a pressure of 6.0 MPa. This is 1.9 times lower than the original. Water injection was further carried out at a pressure of 7-8 MPa.
В результате обработки по данным геологотехнических исследований произошло перераспределение потоков закачиваемой воды по мощности пласта, нижний интервал перфорации стал принимать 52% закачиваемой воды. Суммарная обводненность продукции участка снизилась на 16% и составила 75%. As a result of processing according to geological engineering research, redistribution of injected water flows by reservoir thickness occurred, the lower perforation interval began to take 52% of injected water. The total water cut of the products of the site decreased by 16% and amounted to 75%.
Использование предлагаемого состава при воздействии на залежь с неоднороднопроницаемыми коллекторами нефти позволяет: за счет более полного заполнения высокопроницаемых промытых поровых каналов и глубокого проникновения по ним по простиранию пласта и тиксотропного структурообразования надежно блокировать эти каналы, увеличить охват пласта воздействием на ранее неохваченные заводнением менее проницаемые слои и за счет этого увеличить нефтеотдачу пласта. Using the proposed composition when exposed to a reservoir with heterogeneous permeable oil reservoirs allows: due to more complete filling of highly permeable washed pore channels and deep penetration through them along the strike of the formation and thixotropic structure formation, it is possible to reliably block these channels, increase the coverage of the formation by affecting less permeable layers previously uncovered by flooding and due to this, increase oil recovery.
Источники информации
1. Рахимкулов Р.Ш. "Нефтяное хозяйство", 1982, N 1, с. 51-54.Sources of information
1. Rakhimkulov R.Sh. "Oil industry", 1982,
2. Авт. св. СССР N 1710708, E 21 В 43/22. 2. Auth. St. USSR N 1710708, E 21 V 43/22.
3. Патент РФ N 2061855, E 21 В 43/22, 1996. 3. RF patent N 2061855, E 21 V 43/22, 1996.
4. Кистер Э.Г Химическая обработка буровых растворов.- М.: Недра, 1972, с. 157-163, 246. 4. Kister E.G. Chemical treatment of drilling fluids.- M .: Nedra, 1972, p. 157-163, 246.
Claims (1)
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,1 - 1,0
Кальцинированная сода - 0,1 - 0,5
Глинопорошок - 0,1 - 30,0
Вода сточная с минерализацией 100 - 150 г/л или пресная - ОстальноеоPolymer-clay composition for increasing oil production from reservoirs of heterogeneous permeability due to deep penetration into a highly permeable formation and more complete closure of pore channels, including polymer, clay powder and water, characterized in that it contains carboxymethyl cellulose as a polymer, and waste water with a salinity of 100 - 150 g / l or fresh and additionally soda ash in the following ratio of components, wt.%:
Carboxymethyl cellulose - 0.1 - 1.0
Soda ash - 0.1 - 0.5
Clay powder - 0.1 - 30.0
Wastewater with mineralization of 100 - 150 g / l or fresh - Rest
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126230/03A RU2161248C1 (en) | 1999-12-15 | 1999-12-15 | Polymer-clay composition for increasing oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99126230/03A RU2161248C1 (en) | 1999-12-15 | 1999-12-15 | Polymer-clay composition for increasing oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2161248C1 true RU2161248C1 (en) | 2000-12-27 |
Family
ID=20228071
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99126230/03A RU2161248C1 (en) | 1999-12-15 | 1999-12-15 | Polymer-clay composition for increasing oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2161248C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188315C1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Method of oil pool development |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3908764A (en) * | 1974-11-25 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Method of treating petroleum-bearing formations for supplemental oil recovery |
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| SU1677276A1 (en) * | 1989-08-28 | 1991-09-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Compound for treatment of oil pool |
| SU1682539A1 (en) * | 1989-11-13 | 1991-10-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Method of oil recovery |
| SU1758217A1 (en) * | 1990-04-05 | 1992-08-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability |
| RU2061855C1 (en) * | 1993-07-08 | 1996-06-10 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Polymeric-dispersed composition for increased oil production |
| RU2086758C1 (en) * | 1996-01-11 | 1997-08-10 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Method for development of oil reservoir |
| RU2107812C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of oil deposit, non-uniform in permeability and oil saturation |
| RU2123104C1 (en) * | 1997-03-31 | 1998-12-10 | Газизов Алмаз Шакирович | Method of developing water-flooded oil pool |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
| RU2140532C1 (en) * | 1999-04-16 | 1999-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method of developing oil deposit |
-
1999
- 1999-12-15 RU RU99126230/03A patent/RU2161248C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3908764A (en) * | 1974-11-25 | 1975-09-30 | Phillips Petroleum Co | Method of treating petroleum-bearing formations for supplemental oil recovery |
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| SU1677276A1 (en) * | 1989-08-28 | 1991-09-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Compound for treatment of oil pool |
| SU1682539A1 (en) * | 1989-11-13 | 1991-10-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Method of oil recovery |
| SU1758217A1 (en) * | 1990-04-05 | 1992-08-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability |
| RU2061855C1 (en) * | 1993-07-08 | 1996-06-10 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Polymeric-dispersed composition for increased oil production |
| RU2086758C1 (en) * | 1996-01-11 | 1997-08-10 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Method for development of oil reservoir |
| RU2123104C1 (en) * | 1997-03-31 | 1998-12-10 | Газизов Алмаз Шакирович | Method of developing water-flooded oil pool |
| RU2107812C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of oil deposit, non-uniform in permeability and oil saturation |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
| RU2140532C1 (en) * | 1999-04-16 | 1999-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method of developing oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2188315C1 (en) * | 2001-11-19 | 2002-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат" | Method of oil pool development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2118438B1 (en) | Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations | |
| EP2190942B1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US8841240B2 (en) | Enhancing drag reduction properties of slick water systems | |
| EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| MXPA05011606A (en) | Well-treating method to prevent or cure lost-circulation. | |
| EP2864441A2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
| WO2009136154A1 (en) | Methods of using a higher-quality water with an unhydrated hydratable additive allowing the use of a lower-quality water as some of the water in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore | |
| CA3009163C (en) | Multifunctional solid particulate diverting agent | |
| CA2624791C (en) | A process for consolidating a formation | |
| US11326088B2 (en) | Low temperature diversion in well completion operations using natural mineral compound | |
| CA3057428C (en) | Nanosized particulates for downhole applications | |
| RU2161248C1 (en) | Polymer-clay composition for increasing oil recovery | |
| US5368101A (en) | Method for reducing retention of a displacement agent and application to assisted recovery of hydrocarbons | |
| Maley et al. | Surface modification of proppant to improve transport and placement | |
| RU2083799C1 (en) | Compound for isolation of high-permeable zones of reservoir | |
| RU2405927C1 (en) | Method for liquidation of absorption zones in well | |
| RU2771651C1 (en) | Discharge of liquids at low temperatures in completion operations using a natural mineral compound | |
| RU1838367C (en) | Compound for reagent demudding of well and method for reagent demudding of well | |
| RU2204705C1 (en) | Method of oil formations flooding control | |
| WO2009136151A2 (en) | Methods of pumping fluids having different concentrations of particulate to reduce pump wear and maintenance in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041216 |