SU1661379A1 - Способ регулировани разработки нефт ных месторождений - Google Patents
Способ регулировани разработки нефт ных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- SU1661379A1 SU1661379A1 SU894711716A SU4711716A SU1661379A1 SU 1661379 A1 SU1661379 A1 SU 1661379A1 SU 894711716 A SU894711716 A SU 894711716A SU 4711716 A SU4711716 A SU 4711716A SU 1661379 A1 SU1661379 A1 SU 1661379A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- composition
- organosilicon compound
- polyfunctional
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- -1 sodium alkyl silicates Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 125000005907 alkyl ester group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims 1
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 claims 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 abstract 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical class O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N chromate(2-) Chemical class [O-][Cr]([O-])(=O)=O ZCDOYSPFYFSLEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 101001098396 Pseudomonas savastanoi pv. phaseolicola Ornithine carbamoyltransferase 2, anabolic Proteins 0.000 description 2
- 101001098391 Pseudomonas syringae pv. actinidiae Ornithine carbamoyltransferase 2, phaseolotoxin-insensitive Proteins 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- UDCXNLDCQOXJNC-UHFFFAOYSA-N 2-n,4-n,1,3-tetraphenyl-1,3,2,4-diazadiphosphetidine-2,4-diamine Chemical compound C=1C=CC=CC=1NP(N1C=2C=CC=CC=2)N(C=2C=CC=CC=2)P1NC1=CC=CC=C1 UDCXNLDCQOXJNC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 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
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N chromium(6+) Chemical compound [Cr+6] JOPOVCBBYLSVDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- XQSFXFQDJCDXDT-UHFFFAOYSA-N hydroxysilicon Chemical compound [Si]O XQSFXFQDJCDXDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- XMXNVYPJWBTAHN-UHFFFAOYSA-N potassium chromate Chemical class [K+].[K+].[O-][Cr]([O-])(=O)=O XMXNVYPJWBTAHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003377 silicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- PXLIDIMHPNPGMH-UHFFFAOYSA-N sodium chromate Chemical class [Na+].[Na+].[O-][Cr]([O-])(=O)=O PXLIDIMHPNPGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N sodium dichromate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Silicon Polymers (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение эффективности способа за счет улучшени изол ции водопровод щих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала. Дл этого в продуктивные пласты закачивают состав, имеющий рН среды 1 - 3, содержащий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: водорастворимый полимер 0,005-5,0
хромат одновалетного катиона 0,002-0,04
полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002-12,0
вода остальное. В качестве полифункционального кремнийорганического соединени в состав ввод т алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси-хлор силоксаны, гликолевые эфиры кремнийорганических соединений, алкилсиликонаты натри или их смеси. Использование данного способа позвол ет повысить качество изол ционных работ по ограничению водопритока в нефт ные скважины и м.б. использовано дл регулировани разработки месторождений при заводнении. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и составам дл регулировани разработки нефт ных месторождений, позвол ющих измен ть профиль приемистости нагнетательных скважин и (или) изолировать водопритоки нефт ных скважин .
Целью изобретени вл етс повышение эффективности способа за счет улучшени изол ции водопровод щих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала.
Способ регулировани разработки нефт ных месторождений заключаетс в том, что в продуктивные пласты закачивают состав , имеющий рН среды 1-3, содержащий компоненты при их соотношении, мас.%: Водорастворимый полимер0,005-5,0
Хроматы одновалентного катиона0 ,002-0.04 Полифункциональное кремний- органическое соединение0 ,002-12,0 ВодаОстальное В качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный полиакрила- мид и производные целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлозу, в качестве хро- матов - хроматы и бихроматы одновалентО
о
со XI
4D
ных катионов, например хроматы и бихро- маты кали и натри , в качестве полифункционального кремнийорганического соединени - алкиловые эфиры ортокрем- ниевой кислоты (этилсиликат 40, продукт 119-126), олигоорганоэтокси(хлор)силокса- ны (продукт 119-204), г иколевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, JBTC-2), алкилсиликонатов натри (ГКЖ-10) или их смес (смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1, смесь продукта 119-296 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1). Кроме того, рН 1-3 составов регулируетс добавлением неорганических кислот, например сол ной или серной.
В составах трехвалентный хром также получаетс из хроматов, но с использованием восстановител - кремнийорганических соединений при рН 1-3 по следующему уравнению реакции на примере этилата ор- токремниевой кислоты, бихромата кали и сол ной кислоты:
i
н.
С2н5-о -&-о- с2н/гнго- -гсгн5он+но|-5|-о +н
осгн5/„
оад„
ЗСНз-СН20Н + 5К2СГ20 + 40HCI - - ЗНООС-СООН + 10KCI + 10СгС1з + 6Н20
В результате реакции при рН 1-3 образуютс гидроксиалкоксилоксаны, дикарбо- нова кислота и трехвалентный хром, которые в присутствии водорастворимого полимера, например гидролизованного по- лиакриламида, при повышении рН выше 3 реагируют между собой с образованием сшитого полимера, модифицированного гидроксикремнийорганическими соединени ми и дикарбоновой кислотой. Как показали лабораторные исследовани , модифицированный сшитый полимер имеет лучшие изолирующие свойства и термостойкость , чем известные составы, за счет улучшени пространственной структуры гел и содержани в нем кремни .
Дл приготовлени состава,.примен емого в предлагаемом способе, используют 0,005-5,0%-ные водные растворы полимера с содержанием карбоксильных групп 5- 30%, 1-2%-ныесол нокислотные растворы
хромата одновалентного катиона с крем- нийорганическим соединением в количестве , достаточном дл восстановлени шестивалентного хрома до трехвалентного,
имеющие рН 0,5-1,5. Оба раствора смешивают в требуемом соотношении, рН полученного состава при этом составл ет 1-3, Приготовленный состав хранитс сколько угодно долго, не сшива сь. Однако
при закачке состава в нефт ной пласт при повышении рН выше 3 за счет реакции кислоты с породой и смешени с пластовыми жидкост ми происходит сшивка полимера, гидроксикремнийорганического соединенут и дикарбоновой кислоты трехвалентным хромом с образованием в зкоупругого гел . Последний блокирует пористую среду, в которой он образовалс , от проникновени через нее закачиваемой или извлекаемой из пласта воды, измен направление закачиваемой воды в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позвол ет регулировать разработку нефт ного месторождени методом заводнени . Кроме того,
кремнийполимерные гели более термостабильны , чем известные. Это обеспечивает более продолжительное сохранение изолирующих свойств его в пластах с высокой температурой.
Пример. Дл приготовлени состава вз ты в качестве полимера полиакриламид (ПАА) молекул рной массы 16 млн и степенью гидролиза 25% и карбоксиметилцел- люлоза (КМЦ), в качестве хроматов бихромат натри (БХН) и кали (БХК), в качестве восстановител - полифункциональные кремнийорганические соединени отдельно и в смеси следующих марок: ЭТС- 40, продукт 119-296, ГКЖ-10, ВТС-1, ВТС-2,
продукт 119-204, смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1.
Из этих компонентов готов т 0,001- 5,0%-ный водный раствор полимера и 1- 2%-ный водный сол но- или
сернокислотный раствор хроматов и кремнийорганических соединений (КОС). Перед исследованием составов в водный раствор полимера ввод т раствор хроматов и КОС и, если необходимо, дополнительно КОС при
перемешивании, получают исследуемые составы с рН 1-3 и определ ют изолирующие свойства по следующей методике (составы по известному способу готов т так же, но без сол ной и серной кислот и КОС, с сульфитом натри ).
Модель пласта (керн) длиной 9 и диаметром 2,5 см, представленную кварцевым песком и 3% от его веса карбоната кальци - мрамора (СаСОз) проницаемостью 4,6-26,2 мкм2, насыщают водой с суммарным содержанием солей 12%, затем создают св занную воду путем прокачки 2-3 объемов пор керна нефти в зкостью 9,3 МПа Сс и остаточную нефте- насыщенность путем прокачки через керн пресной воды с посто нной скоростью 7,18 м/сут. Керн готов к исследованию составов. Через керн с остаточной нефтенасы- щенностью прокачивают с той же скоростью 3 объема пор его исследуемого состава, дают выдержку в течение 16 ч дл образовани сшитого полимера и затем закачивают 5 объемов пор керна пресной воды . По манометру в промежуточной точке керна (4,5 см от входа) определ ют максимальное давление закачки воды до и после состава и рассчитывают соответственно подвижность воды до состава ( Ле ) и после
состава (Л), а по их подвижности рассчитывают остаточный фактор сопротивлени (Воет) в промежуточной точке модели по формуле
R- д ост - г
Ав
Л
По величине ROCT суд т об изолирующих свойствах состава: чем больше ROCT, тем выше изолирующие свойства его.
Дл оценки изолирующих свойств составов с низкой концентрацией полимера определ ют скрин-фактор (Сф) их на скрин- вискозиметре по отношению времени истечени 50 мл испытуемого состава из скрин-вискозиметра к времени истечени такого же объема растворител . Чем больше Сф, тем выше изолирующие свойства состава .
В таблице приведены данные по составам дл регулировани разработки и их технологические свойства.
Термостойкость составов определ ют следующим образом,
Исследуемый состав в объеме 100 мл помещают в стальную бомбу вместимостью 100 мл, герметизируют завинчивающейс крышкой и помещают в сушильный шкаф, в котором температуру поддерживают с точностью ±2°С, Состав нагревают при заданной температуре в течение четырех часов, начина с 80°С, после чего быстро охлаждают , отвинчивают крышку и визуально определ ют наличие или отсутствие синерезиса (старение гел с выделением растворител ). При.отсутствии синерезиса температуру нагрева увеличивают на 10°С и повтор ют указанную процедуру. Величина температуры на 10°С меньша температуры, при которой
обнаружен синерезис, прин та за термостойкость состава.
Из таблицы видно, что предлагаемые составы (рН 1-3) по своим изолирующим
свойствам значительно превосход т (в несколько раз) известные (рН 7-9), например, составы 1 с 10,3с 11,7с 12. Однако составы с содержанием полимера ниже 0,005, хромата ниже 0,002 и кремнийорганического
соединени ниже 0,002 мас.% про вл ют одинаковые технологические свойства с известным (дл сравнени составы 14 и 18 с составом 17). Таким образом, нижним пределом содержани компонентов в предлагаемом составе вл етс дл полимера 0,005, хроматов 0,002 и кремнийорганических соединений 0,002 мас.%, за верхний предел содержани компонентов прин ты соответственно 5,0; 0,04 и 12,0 мас.%, так как выше
этих концентраций компонентов гель образуетс при смешивании их, что не позвол ет использовать его в промысловых услови х. Предлагаемые составы имеют не только высокие изолирующие свойства по сравнению с известными, но и более высокую тер- моетабильность (таблица, дл сравнени составы 3 с 11, 7 с 12), что обеспечивает более продолжительный эффект в сравнительно высокотемпературных пластах.
Технологи применени составов проста и заключаетс в закачке их в пласт до снижени приемистости скважины на 20- 50%, продавке состава из ствола скважины в пласт водой, выдержке в пласте в течение
16-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию дл нефт ных скважин или закачке воды дл нагнетательных скважин.
Изобретение позвол ет повысить качество изол ционных работ по ограничению
водопритока в нефт ные скважины и может быть применено дл регулировани разработки месторождений при заводнении, что приводит к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды)
на каждую скважино-операцию.
Claims (2)
1. Способ регулировани разработки нефт ных месторождений, включающий закачку в пласты состава, содержащего водорастворимый полимер, хроматы одновалентного катиона,восстановитель и воду, отличающийс тем. что, с целью повышени эффективности способа за счет улучшени изол ции водопровод щих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала, перед закачкой в пласты довод т рН состава до 1-3, а в качестве восстановител в состав ввод т полифункциональное кремнийорганическое соединение , при этом состав имеет следующее соотношение компонентов, мас.%: Водорастворимый полимер0,005-5,0
Хромат одновалентного катиона0,002-0,04 Полифункциональное кремний- органическое соеди0
нение0,002-12,0
ВодаОстальное
2. Способ по п.1,отличающийс
тем, что в качестве полифункционального
кремнийорганического соединени в состав
ввод т алкиловые эфиры ортокремниевой
кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны , гликолевые эфиры кремнийорганических соединений, алкилсиликонаты натри
или их смеси.
На модели пласта
1,5 3,0
2,2 1,0 3,0
9139 «408
2939 2045 3967
120
110 110 120
675 6,5 48,7
90 80
2- 7220
2- 737,5
790
75,0
7-2,0
2,0
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894711716A SU1661379A1 (ru) | 1989-06-27 | 1989-06-27 | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894711716A SU1661379A1 (ru) | 1989-06-27 | 1989-06-27 | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1661379A1 true SU1661379A1 (ru) | 1991-07-07 |
Family
ID=21457309
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894711716A SU1661379A1 (ru) | 1989-06-27 | 1989-06-27 | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1661379A1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2135755C1 (ru) * | 1998-01-27 | 1999-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2154731C1 (ru) * | 1998-12-10 | 2000-08-20 | Закрытое акционерное общество "МСМ-трейдинг" | Эмульсионная композиция для извлечения остаточной нефти |
| RU2163967C1 (ru) * | 1999-07-29 | 2001-03-10 | Гусев Сергей Владимирович | Способ добычи нефти |
| RU2204705C1 (ru) * | 2001-10-04 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования заводнения нефтяных пластов |
| GB2422857A (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-09 | Statoil Asa | Control of water production in a well |
| US7964539B2 (en) | 2004-06-17 | 2011-06-21 | Statoil Asa | Well treatment |
| US8210261B2 (en) | 2005-04-26 | 2012-07-03 | Statoil Asa | Method of well treatment and construction |
| US8596358B2 (en) | 2004-06-17 | 2013-12-03 | Statoil Asa | Well treatment |
| US8863855B2 (en) | 2007-06-26 | 2014-10-21 | Statoil Asa | Method of enhancing oil recovery |
| NO342895B1 (no) * | 2003-03-10 | 2018-08-27 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Fremgangsmåte for å redusere eller eliminere produksjon av vann i en brønn som penetrerer en undergrunnsformasjon |
-
1989
- 1989-06-27 SU SU894711716A patent/SU1661379A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US № 3749172, кл. 166-274, опублик. 1973, * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2135755C1 (ru) * | 1998-01-27 | 1999-08-27 | Мазаев Владимир Владимирович | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2154731C1 (ru) * | 1998-12-10 | 2000-08-20 | Закрытое акционерное общество "МСМ-трейдинг" | Эмульсионная композиция для извлечения остаточной нефти |
| RU2163967C1 (ru) * | 1999-07-29 | 2001-03-10 | Гусев Сергей Владимирович | Способ добычи нефти |
| RU2204705C1 (ru) * | 2001-10-04 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования заводнения нефтяных пластов |
| NO342895B1 (no) * | 2003-03-10 | 2018-08-27 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Fremgangsmåte for å redusere eller eliminere produksjon av vann i en brønn som penetrerer en undergrunnsformasjon |
| US7964539B2 (en) | 2004-06-17 | 2011-06-21 | Statoil Asa | Well treatment |
| US8596358B2 (en) | 2004-06-17 | 2013-12-03 | Statoil Asa | Well treatment |
| GB2422857A (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-09 | Statoil Asa | Control of water production in a well |
| GB2422857B (en) * | 2005-02-02 | 2007-02-14 | Statoil Asa | Well treatment to control water production |
| US8210261B2 (en) | 2005-04-26 | 2012-07-03 | Statoil Asa | Method of well treatment and construction |
| US8863855B2 (en) | 2007-06-26 | 2014-10-21 | Statoil Asa | Method of enhancing oil recovery |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5609208A (en) | pH dependent process for retarding the gelation rate of a polymer gel utilized to reduce permeability in or near a subterranean hydrocarbon-bearing formation | |
| US5415229A (en) | Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent | |
| US6176315B1 (en) | Preventing flow through subterranean zones | |
| US4770245A (en) | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications | |
| CA1285133C (en) | Plugging an abandoned well with a polymer gel | |
| SU1661379A1 (ru) | Способ регулировани разработки нефт ных месторождений | |
| CA2009117A1 (en) | Altering subterranean formation permeability | |
| NO179297B (no) | Geldannende vandig blanding og fremgangsmåte for å redusere permeabiliteten av en höypermeabilitetssone i et oljereservoar | |
| US4503912A (en) | Process for conformance control using a polymer flocculate | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| US4494606A (en) | Process for improving vertical conformance in a near well bore environment | |
| US5358565A (en) | Steam injection profile control agent and process | |
| US5219475A (en) | Aqueous gellable composition, useful for modifying the permeability of a petroleum reservoir | |
| US4665987A (en) | Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow | |
| US4688639A (en) | Polymer gelation process for oil recovery applications | |
| US5431226A (en) | Process for reducing permeability in a high-temperature subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a decarboxylated crosslinking agent | |
| SU1724859A1 (ru) | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений | |
| EP0291182A2 (en) | Aminoalkylated polyacrylamide aldehyde gels, their preparation and use in oil recovery | |
| RU2058479C1 (ru) | Гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов | |
| EP0136773A2 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| US4660640A (en) | Polysilicate esters for oil reservoir permeability control | |
| US4287951A (en) | Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean sandstone formation | |
| CN115703959A (zh) | 一种制备复合凝胶的方法 | |
| US5257664A (en) | Steam injection profile control agent and process | |
| US4304301A (en) | Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean formation |