RU2012103925A - Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) - Google Patents
Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012103925A RU2012103925A RU2012103925/03A RU2012103925A RU2012103925A RU 2012103925 A RU2012103925 A RU 2012103925A RU 2012103925/03 A RU2012103925/03 A RU 2012103925/03A RU 2012103925 A RU2012103925 A RU 2012103925A RU 2012103925 A RU2012103925 A RU 2012103925A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- gel
- injection well
- well
- item
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 54
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract 5
- -1 HYDROCARBON HYDROGEN Chemical class 0.000 title 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 21
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims abstract 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 3
- 125000001475 halogen functional group Chemical group 0.000 claims abstract 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 5
- IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N chloro hypochlorite;magnesium Chemical compound [Mg].ClOCl IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims 3
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims 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 claims 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/04—Portland cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/30—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing magnesium cements or similar cements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/30—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing magnesium cements or similar cements
- C04B28/32—Magnesium oxychloride cements, e.g. Sorel cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
1. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины рабочей жидкости через зону в эксплуатационную скважину, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, причем способ включает в себя следующие операции:введение закупоривающей композиции в зону, содержащий цементный раствор, который может быть закачан в зону;создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;введение предшественника геля в зону; исоздание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.2. Способ по п.1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.3. Способ по п.1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину.4. Способ по п.1, который дополнительно предусматривает введение вытесняющей жидкости в зону, чтобы смещать предшественник геля в зону.5. Способ по п.1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуа
Claims (40)
1. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, чтобы задержать прорыв рабочей жидкости из нагнетательной скважины рабочей жидкости через зону в эксплуатационную скважину, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола, образованные за счет добычи углеводородов из эксплуатационной скважины, и позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону, содержащий цементный раствор, который может быть закачан в зону;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки внутри зоны, чтобы снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение предшественника геля в зону; и
создание условий для схватывания предшественника геля в течение времени, достаточного для образования пробки из геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи рабочей жидкости между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
2. Способ по п.1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.
3. Способ по п.1, в котором закупоривающую композицию вводят в зону через нагнетательную скважину.
4. Способ по п.1, который дополнительно предусматривает введение вытесняющей жидкости в зону, чтобы смещать предшественник геля в зону.
5. Способ по п.1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину и/или через эксплуатационную скважину.
6. Способ по п.1, в котором предшественник геля вводят в зону через нагнетательную скважину.
7. Способ по п.4, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.
8. Способ по п.4, в котором вытесняющая жидкость представляет собой воду.
9. Способ по п.1, в котором предшественник геля представляет собой химический гель.
10. Способ по п.1, в котором предшественник геля представляет собой полимерный гель.
11. Способ по п.10, в котором полимерный гель представляет собой полиамид.
12. Способ по п.10, в котором полимерный гель представляет собой гель, полученный за счет использования H2ZERO предшественника геля.
13. Способ по п.10, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.
14. Способ по п.10, в котором полимерный гель содержит сшитый полиакриламид.
15. Способ по п.14, в котором полимерный гель сшит ацетатом хрома.
16. Способ по п.10, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.
17. Способ по п.10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 20 до 100 сП.
18. Способ по п.10, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сП.
19. Способ по п.1, в котором раствор представляет собой водный раствор.
20. Способ по п.1, в котором цементный материал содержит оксид магния.
21. Способ по п.1, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.
22. Способ по п.21, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.
23. Способ по п.21, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.
24. Способ по п.1, в котором рабочей жидкостью является вода.
25. Способ по п.1, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.
26. Способ по п.1, в котором холодный процесс добычи представляет собой CHOPS процесс.
27. Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта, содержащего тяжелую/вязкую нефть, чтобы задержать прорыв воды из скважины для нагнетания воды через зону в эксплуатационную скважину, причем зона содержит свободный поровый объем и/или область ореола внутри зоны, образованные за счет добычи тяжелой/вязкой нефти через эксплуатационную скважину, так что зона позволяет создавать связь по давлению между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, причем способ включает в себя следующие операции:
введение закупоривающей композиции в зону через нагнетательную скважину, содержащей раствор цементного материала, который может быть закачан в зону;
создание условий для схватывания закупоривающей композиции в зоне в течение времени, достаточного для образования цементной пробки, чтобы снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной через зону;
введение полимерного предшественника геля в зону через нагнетательную скважину;
введение вытесняющей жидкости в зону через нагнетательную скважину, чтобы сместить полимерный предшественник геля в зону;
создание условий для схватывания полимерного предшественника геля, в течение времени, достаточного для образования пробки из полимерного геля внутри зоны, чтобы дополнительно снизить поток связи воды между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной.
28. Способ по п.27, в котором вытесняющую жидкость выбирают из группы, в которую входят вода, спирты, топочный мазут и сырая нефть.
29. Способ по п.27, в котором вытесняющей жидкостью является вода.
30. Способ по п.27 в котором полимерный гель содержит полиамид.
31. Способ по п.27, в котором полимерный гель содержит гель, полученный из H2ZERO предшественника геля.
32. Способ по п.27, в котором полимерный гель содержит полиакриламид.
33. Способ по п.27, в котором полимерный гель выбирают из группы, в которую входят гель MARCIT® и гель MARA-SEAL®.
34. Способ по п.27, в котором предшественник геля имеет вязкость от 30 до 60 сП.
35. Способ по п.27, в котором раствор представляет собой водный раствор.
36. Способ по п.27, в котором цементный материал содержит оксихлорид магния.
37. Способ по п.36, в котором раствор содержит от 30 до 70% по весу оксихлорида магния и от 70 до 30% по весу воды.
38. Способ по п.27, в котором цементный материал представляет собой THERMATEK® порошок.
39. Способ по п.27, в котором зона содержит червоточину, возникшую за счет холодного процесса добычи.
40. Способ по п.27, в котором процесс холодной добычи представляет собой CHOPS процесс.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US23044309P | 2009-07-31 | 2009-07-31 | |
| US61/230,443 | 2009-07-31 | ||
| PCT/US2010/043730 WO2011014666A1 (en) | 2009-07-31 | 2010-07-29 | Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012103925A true RU2012103925A (ru) | 2013-09-10 |
| RU2550623C2 RU2550623C2 (ru) | 2015-05-10 |
Family
ID=42805259
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012103925/03A RU2550623C2 (ru) | 2009-07-31 | 2010-07-29 | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8453733B2 (ru) |
| EP (1) | EP2459671A1 (ru) |
| BR (1) | BR112012001802A2 (ru) |
| CA (1) | CA2768936A1 (ru) |
| MX (1) | MX2012001353A (ru) |
| RU (1) | RU2550623C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011014666A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2515411B (en) * | 2009-10-09 | 2015-06-10 | Senergy Holdings Ltd | Well simulation |
| US20130146288A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-06-13 | David Randolph Smith | Method and apparatus to increase recovery of hydrocarbons |
| WO2014143531A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | The Regents Of The University Of California | Microbial concretion as a method for controlling wormhole events during oil recovery from unconsolidated matrices |
| US9482079B2 (en) * | 2013-08-30 | 2016-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining acid injection treatment parameters |
| CN104212422B (zh) * | 2014-08-08 | 2017-02-08 | 左青山 | 一种稠油低成本改性粘土类堵水剂及使用方法 |
| CN105569605B (zh) * | 2015-12-15 | 2018-02-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高低渗透裂缝型油藏油井化学堵水成功率的方法 |
| WO2018013079A1 (en) * | 2016-07-11 | 2018-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Treatment methods for water or gas reduction in hydrocarbon production wells |
| WO2019055000A1 (en) | 2017-09-13 | 2019-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | METHOD FOR ENHANCING CONFORMITY APPLICATIONS |
| EP3456696B1 (de) * | 2017-09-18 | 2024-06-05 | PCT Chemie GmbH | Verfahren zum nachweis einer additivzusammensetzun |
| CN107575207B (zh) * | 2017-10-19 | 2020-05-05 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 一种预测油田水驱波及半径的方法 |
| CN107699218A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-02-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 复合矿物凝胶封堵体系及其制备方法 |
| US11520070B2 (en) * | 2018-02-01 | 2022-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Effective medium theory of acidized carbonate matrix resistivity employed to calculate the apparent geometric parameters of the wormholes |
| CN110358513B (zh) * | 2018-03-26 | 2021-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种桥接堵漏浆及其制备方法 |
| CN113673909B (zh) * | 2021-09-06 | 2024-03-15 | 淮南矿业(集团)有限责任公司 | 矿井底板承压含水层注浆截留封堵效果评价方法及*** |
| US11946359B2 (en) * | 2022-08-08 | 2024-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Cement slurry marker for identifying flow sources and impaired barriers |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3014530A (en) * | 1957-08-20 | 1961-12-26 | Harvel Res Corp | Compositions of matter and methods and steps for making and using the same |
| US3482634A (en) * | 1968-06-28 | 1969-12-09 | Milchem Inc | Process for sealing porous earth formations by cementing |
| US3658129A (en) * | 1970-09-01 | 1972-04-25 | Phillips Petroleum Co | In situ gelation of polymers during waterflooding |
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| US4834180A (en) * | 1986-10-09 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Amino resins crosslinked polymer gels for permeability profile control |
| FR2618846A2 (fr) | 1986-11-25 | 1989-02-03 | Schlumberger Cie Dowell | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
| US4730675A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Marathon Oil Company | Plugging an abandoned well with a polymer gel |
| US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
| US4688639A (en) * | 1986-12-24 | 1987-08-25 | Marathon Oil Company | Polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4766959A (en) * | 1987-04-13 | 1988-08-30 | Conoco Inc. | Reducing permeability of highly permeable zones in subterranean formations |
| US4809781A (en) * | 1988-03-21 | 1989-03-07 | Mobil Oil Corporation | Method for selectively plugging highly permeable zones in a subterranean formation |
| US5181568A (en) * | 1991-09-26 | 1993-01-26 | Halliburton Company | Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations |
| US6143699A (en) * | 1996-12-04 | 2000-11-07 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Process for reducing permeability in a subterranean formation |
| US6024167A (en) * | 1997-05-15 | 2000-02-15 | Cyrus A. Irani | Transporting waterflood mobility control agents to high permeability zones |
| US5900539A (en) | 1997-07-25 | 1999-05-04 | Alberta Research Council | Device and method for determining rheological quality of non-newtonian liquids |
| US5947644A (en) * | 1998-04-03 | 1999-09-07 | Marathon Oil Company | Construction of a fluid impermeable subterranean barrier wall |
| US6186231B1 (en) * | 1998-11-20 | 2001-02-13 | Texaco Inc. | Conformance improvement in hydrocarbon bearing underground strata using lignosulfonate-acrylic acid graft copolymer gels |
| US6228812B1 (en) * | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| US6664215B1 (en) * | 2000-06-06 | 2003-12-16 | Brian H. Tomlinson | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
| CA2349998A1 (en) | 2000-06-12 | 2001-12-12 | Bernard Tremblay | Reinforced clay gel |
| US6450260B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Sand consolidation with flexible gel system |
| US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| AU2003298272A1 (en) * | 2002-11-06 | 2004-06-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting breakthrough of driving fluid via a permeable geological layer into an oil production well |
| US6889768B2 (en) * | 2003-03-11 | 2005-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealing composition |
| RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
| RU2262584C2 (ru) * | 2003-10-15 | 2005-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО"АНК"Башнефть") | Способ регулирования проницаемости пласта |
| CA2451641A1 (en) * | 2004-01-09 | 2005-07-09 | Laurie A. Hodgins | Method of placing blocking gel in gas producing formations in order to reduce water influx into the well bore |
| US7131493B2 (en) | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
| US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| CA2481735A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-15 | Alberta Science And Research Authority | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels |
| CN101080549A (zh) * | 2004-12-15 | 2007-11-28 | 国际壳牌研究有限公司 | 密封井筒中环形空间的方法 |
| GB2427630B (en) * | 2005-06-30 | 2007-11-07 | Schlumberger Holdings | Methods and materials for zonal isolation |
| US7544641B2 (en) | 2005-08-17 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations |
| US7350576B2 (en) * | 2005-08-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions |
| CA2620344C (en) * | 2005-09-23 | 2011-07-12 | Alex Turta | Toe-to-heel waterflooding with progressive blockage of the toe region |
| RU2283421C1 (ru) * | 2005-11-01 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине |
| US7694738B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes |
| US8132623B2 (en) * | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
| US7588081B2 (en) * | 2006-05-17 | 2009-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method of modifying permeability between injection and production wells |
| US7510011B2 (en) | 2006-07-06 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Well servicing methods and systems employing a triggerable filter medium sealing composition |
| US8822388B2 (en) * | 2006-11-28 | 2014-09-02 | Spi Technologies Llc | Multi-component aqueous gel solution for control of delayed gelation timing and for resulting gel properties |
| US8815785B2 (en) * | 2006-12-29 | 2014-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Utilization of surfactant as conformance materials |
| US7350575B1 (en) * | 2007-01-11 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
| RU2352766C1 (ru) * | 2007-07-17 | 2009-04-20 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов и состав для его осуществления |
| EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
| CA2700731C (en) * | 2007-10-16 | 2013-03-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid control apparatus and methods for production and injection wells |
| WO2010057931A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-27 | Mærsk Olie Og Gas A/S | Sealing of thief zones |
-
2010
- 2010-07-29 RU RU2012103925/03A patent/RU2550623C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-07-29 BR BR112012001802A patent/BR112012001802A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-07-29 CA CA2768936A patent/CA2768936A1/en not_active Abandoned
- 2010-07-29 WO PCT/US2010/043730 patent/WO2011014666A1/en active Application Filing
- 2010-07-29 US US12/846,480 patent/US8453733B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-29 EP EP10745046A patent/EP2459671A1/en not_active Withdrawn
- 2010-07-29 MX MX2012001353A patent/MX2012001353A/es not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011014666A1 (en) | 2011-02-03 |
| RU2550623C2 (ru) | 2015-05-10 |
| US20110024115A1 (en) | 2011-02-03 |
| CA2768936A1 (en) | 2011-02-03 |
| US8453733B2 (en) | 2013-06-04 |
| EP2459671A1 (en) | 2012-06-06 |
| MX2012001353A (es) | 2012-02-17 |
| BR112012001802A2 (pt) | 2016-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012103925A (ru) | Способ исправления зоны внутри подземного, содержащего углеводороды пласта (варианты ) | |
| CN104989361B (zh) | 一种辅助水平井人工裂缝转向改造的方法 | |
| CA2855730C (en) | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation | |
| CN105089596B (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN104629697B (zh) | 一种耐温冻胶 | |
| CN102587858B (zh) | 对缝洞型油藏进行堵水的方法 | |
| CN105257272A (zh) | 一种碳酸盐岩储层高导流能力酸压方法 | |
| CN103410486B (zh) | 一种用于油田深部调驱的三合一复合调驱工艺 | |
| CN105626006A (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| CN104879113A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合酸压方法 | |
| CN105349131A (zh) | 一种基于酸性滑溜水的页岩气藏深度改造方法 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| CN110159239B (zh) | 一种直井大规模水力压裂油套同注压裂方法 | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| CN102926701B (zh) | 一种连续混配型堵水工艺方法 | |
| CN106753299B (zh) | 一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用 | |
| CN110439527A (zh) | 一种碳酸盐岩储层自降滤酸压方法 | |
| CN107868660B (zh) | 一种油气藏酸化用的乳化酸液及其制备方法 | |
| CN109826590A (zh) | 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法 | |
| CN113187459B (zh) | 一种用于超深井碳酸盐岩储层改造的二氧化碳酸压方法 | |
| CN104121000B (zh) | 一种低渗裂缝性油藏套管完井水平井堵水方法 | |
| CN109356558A (zh) | 一种单井多油层平面分支多裂缝压裂工艺 | |
| CN106833588B (zh) | 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用 | |
| CN102618232B (zh) | 用于缝洞型油藏的堵剂 | |
| CN112324411A (zh) | 一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 13-2015 FOR TAG: (72) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160730 |