RU2397195C1 - Gel-forming compositions for well water sealing - Google Patents
Gel-forming compositions for well water sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2397195C1 RU2397195C1 RU2009101573/03A RU2009101573A RU2397195C1 RU 2397195 C1 RU2397195 C1 RU 2397195C1 RU 2009101573/03 A RU2009101573/03 A RU 2009101573/03A RU 2009101573 A RU2009101573 A RU 2009101573A RU 2397195 C1 RU2397195 C1 RU 2397195C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- sodium silicate
- gel
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения добычи нефти путем ограничения водопритока к эксплуатационным скважинам и снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов при разработке месторождений заводнением.The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil production by limiting water inflow to production wells and reducing the permeability of flooded productive formations during field development by water flooding.
В настоящее время развитие нефтедобывающих комплексов России, Беларуси и других стран СНГ характеризуется рядом проблем, связанных с трудностью извлечения остаточных запасов и увеличением обводненности нефти. Нефть в основном находится в трещиноватых коллекторах и извлекается с применением системы поддержания пластового давления при искусственном водонапорном режиме, в результате чего повышается обводненность сырой нефти.Currently, the development of oil production complexes in Russia, Belarus and other CIS countries is characterized by a number of problems associated with the difficulty of extracting residual reserves and increasing water cut in oil. Oil is mainly located in fractured reservoirs and is extracted using a reservoir pressure maintenance system under artificial water pressure, resulting in increased water cut of crude oil.
Для ограничения водопритока из высокопроницаемых пропластков в околоствольную зону добывающих скважин обрабатывают специальными тампонирующими составами, которые образуют в водонасыщенных каналах фильтрации водоизолирующие экраны, препятствующие притоку воды.To limit water inflow from highly permeable layers into the near-hole zone of production wells, they are treated with special plugging compositions that form water-insulating screens in water-saturated filtration channels that prevent water inflow.
Основными требованиями, предъявляемыми к тампонажным составам, являются: прочность, стабильность во времени, способность разрушаться после выполнения задачи, технологичность приготовления и закачки состава в пласт, низкая стоимость и экологичность используемых реагентов.The main requirements for grouting compositions are: strength, stability over time, the ability to collapse after the task, the manufacturability of the preparation and injection of the composition into the reservoir, low cost and environmental friendliness of the reagents used.
В мировой практике водоизоляционных работ широко применяются составы на полимерной основе, образующие водоизоляционный материал во всем объеме с регулируемым сроком гелеобразования. К ним относятся различные смеси на основе гипана [А.с. СССР 1153042, МПК Е21В 33/138, 1985; А.с. СССР 1321806, МПК Е21В 33/138, 1987; А.с. СССР 1421849, МПК Е21В 33/138, 1988], вязкоупругие составы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобразующие составы на основе солей трехвалентных металлов [Патент РФ 2180037, МПК Е21В 33/138, 2002; Патент США 6189615, МПК Е21В 33/138, 2001; Патент РФ 2189441, МПК Е21В 43/22, 2001] и другие. Хотя результаты их использования положительны, но составы имеют ряд недостатков - высокую стоимость и токсичность некоторых компонентов (например, хром-ксантановые и хром-полиакриламидные гели), недостаточная селективность и невысокая эффективность изоляции из-за кратковременности их действия, и, в случае необходимости, отсутствие способов восстановления первоначальной проницаемости пластов.In the world practice of waterproofing works, polymer-based compositions are widely used, which form waterproofing material in its entirety with an adjustable gelation period. These include various mixtures based on hypane [A.S. USSR 1153042, IPC Е21В 33/138, 1985; A.S. USSR 1321806, IPC Е21В 33/138, 1987; A.S. USSR 1421849, IPC Е21В 33/138, 1988], viscoelastic compositions based on polyacrylamide and chromium-potassium alum or potassium dichromate, polymer-dispersed systems, gelling compositions based on salts of trivalent metals [RF Patent 2180037, IPC Е21В 33/138, 2002; U.S. Patent 6189615, IPC E21B 33/138, 2001; RF patent 2189441, IPC ЕВВ 43/22, 2001] and others. Although the results of their use are positive, but the compositions have several disadvantages - the high cost and toxicity of certain components (for example, chromium-xanthan and chromium-polyacrylamide gels), insufficient selectivity and low insulation efficiency due to the short duration of their action, and, if necessary, lack of methods to restore the initial permeability of the layers.
Одним из наиболее экологичных и прогрессивных методов увеличения охвата пластов является применение гелеобразующих составов на основе силиката натрия. В США на основе силиката натрия разработана и применяется система «Zonelock» фирмы Dowell, представляющая собой подкисленный силикатный гель [Патент США 4417623, МПК Е21В 33/138, 1999]. Система успешно используется в песчаных, известковых и доломитовых пластах при температуре до 80°С. Основным недостатком состава является повышенная кислотность, вызывающая коррозию скважинного оборудования. Устранение данного недостатка возможно путем введения в композицию ингибиторов коррозии.One of the most environmentally friendly and progressive methods to increase the coverage of formations is the use of gelling formulations based on sodium silicate. In the USA, based on sodium silicate, the Dowell Zonelock system was developed and used, which is an acidified silicate gel [US Patent 4417623, IPC ЕВВ 33/138, 1999]. The system is successfully used in sandy, calcareous and dolomite formations at temperatures up to 80 ° С. The main disadvantage of the composition is the increased acidity, causing corrosion of downhole equipment. The elimination of this disadvantage is possible by introducing corrosion inhibitors into the composition.
Существует технология, заключающаяся в последовательной закачке двух оторочек растворов (силиката натрия и кислого агента), которые при смешении в пласте образуют гель [Патент РФ 2125156, МПК Е21В 33/138, 1999]. Но эта технология имеет существенный недостаток: в пористой среде компоненты раствора плохо перемешиваются, в результате гель не образуется или образуется не во всем объеме.There is a technology consisting in the sequential injection of two rims of solutions (sodium silicate and an acidic agent) which, when mixed in a formation, form a gel [RF Patent 2125156, IPC ЕВВ 33/138, 1999]. But this technology has a significant drawback: in a porous medium, the components of the solution do not mix well, as a result, the gel does not form or does not form in its entirety.
Известен состав для ограничения водопритока, содержащий серную кислоту и воду [А.с. СССР 1747680, МПК Е21В 43/22, 1982]. В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде, или с карбонатом кальция породы. В результате реакции в поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса, повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и, как следствие, способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта. Недостатком состава является жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него. Кроме того, при растворении нефтенасыщенного карбонатного коллектора растворами чистой серной кислоты значительно повышается вязкость нефти и происходит образование водонефтяных эмульсий, что резко снижает эффективность работ.A known composition for limiting water inflow containing sulfuric acid and water [A.S. USSR 1747680, IPC Е21В 43/22, 1982]. In reservoir conditions, sulfuric acid reacts with calcium ions, which are present in mineralized water, or with calcium carbonate rocks. As a result of the reaction, a microcrystalline gypsum precipitate is formed in the pore volume of the water-washed zones, which increases the filtration resistance during water injection and, as a result, helps to limit water inflow. The main disadvantage of the composition is low efficiency with high heterogeneity of the oil reservoir. The disadvantage of the composition is the hard acid effect on the near-wellbore zone of the formation (PZP) of the injection well, which, combined with weak sedimentation, increases the heterogeneity of the formation and reduces the effectiveness of the impact on it. In addition, when the oil-saturated carbonate reservoir is dissolved with pure sulfuric acid solutions, the viscosity of the oil increases significantly and water-oil emulsions form, which dramatically reduces the efficiency of the work.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип [Патент РФ 2300628, МПК Е21В 43/32, 2003], является состав, содержащий водорастворимый неорганический сульфат (кислота серная H2SO4, аммония сульфат (NH4)2SO4, натрия сульфат Na2SO4), водорастворимое соединение кремния (силикат натрия Na2SiO3, гексафторсиликат натрия Na2SiF6, хлорид кремния SiCl4) и воду.The closest technical solution taken as a prototype [RF Patent 2300628, IPC ЕВВ 43/32, 2003], is a composition containing water-soluble inorganic sulfate (sulfuric acid H 2 SO 4 , ammonium sulfate (NH 4 ) 2 SO 4 , sodium sulfate Na 2 SO 4 ), a water-soluble silicon compound (sodium silicate Na 2 SiO 3 , sodium hexafluorosilicate Na 2 SiF 6 , silicon chloride SiCl 4 ) and water.
Основными недостатками состава являются:The main disadvantages of the composition are:
- возможность изоляции высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т.е. вместо выравнивания профиля достигается отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса;- the ability to isolate a highly permeable layer, rather than limiting water inflow, i.e. instead of aligning the profile, the oily layer is disconnected from the filtration process;
- при концентрации H2SO4, (NH4)2SO4 или Na2SO4, меньшей, чем требуется при определенных условиях, процесс осадкообразования замедляется и соответственно снижается эффективность воздействия на пласт;- when the concentration of H 2 SO 4 , (NH 4 ) 2 SO 4 or Na 2 SO 4 is lower than required under certain conditions, the process of sedimentation slows down and, accordingly, the effectiveness of the impact on the formation;
- с другой стороны, более высокие значения концентрации Na2SO4 могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании H2SO4 к интенсивному разрушению ПЗП.- on the other hand, higher values of the concentration of Na 2 SO 4 can lead to intensive precipitation of gypsum in the bottomhole formation zone, which is extremely undesirable, and when using H 2 SO 4 to intense destruction of the bottomhole zone.
Задачи, на решение которых направлено изобретение:Tasks to be solved by the invention:
- повышение эффективности действия состава путем замены неорганического сульфата на слабую уксусную кислоту, которая не вступает во взаимодействие с породой пласта и не приводит к образованию осадка гипса, что, в свою очередь, не оказывает негативных последствий (интенсивного разрушения ПЗП, закупорки пор пласта);- increasing the effectiveness of the composition by replacing inorganic sulfate with weak acetic acid, which does not interact with the formation rock and does not lead to the formation of gypsum sediment, which, in turn, does not have negative consequences (intensive destruction of the bottomhole formation zone, blockage of the pores of the formation);
- увеличение добычи нефти путем ограничения водопритока к эксплуатационным скважинам и снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов вследствие гелеобразования состава с образованием прочного водоизолирующего экрана.- increase in oil production by limiting water inflow to production wells and reducing the permeability of flooded productive formations due to gelation of the composition with the formation of a durable waterproofing screen.
Поставленные задачи решаются тем, что в известном тампонажном растворе, включающем силикат натрия, серную кислоту и воду, заменили серную кислоту на более слабую уксусную и ввели многоатомный спирт для расширения диапазона рабочих температур.The tasks are solved by the fact that in a well-known cement slurry, including sodium silicate, sulfuric acid and water, sulfuric acid was replaced with weaker acetic acid and polyhydric alcohol was introduced to expand the range of operating temperatures.
Новый состав имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:The new composition has the following ratio of components, wt.%:
50% водный раствор силиката натрия - 7,6-9,450% aqueous solution of sodium silicate - 7.6-9.4
кислота - 1,0-1,4acid - 1.0-1.4
многоатомный спирт - 0,1-18,9polyhydric alcohol - 0.1-18.9
вода - остальноеwater - the rest
В качестве многоатомного спирта могут использоваться: этиленгликоль С2Н4(ОН)2, пропиленгликоль С3Н6(ОН)2, глицерин С3Н5(ОН)3, эритрит С4Н6(ОН)4, ксилит С5Н7(ОН)5.The following can be used as polyhydric alcohol: ethylene glycol C 2 H 4 (OH) 2 , propylene glycol C 3 H 6 (OH) 2 , glycerol C 3 H 5 (OH) 3 , erythritol C 4 H 6 (OH) 4 , xylitol C 5 H 7 (OH) 5 .
Сущность изобретения состоит в:The invention consists in:
- регулировании скорости гелеобразования путем изменения концентрации уксусной кислоты;- regulation of the gelation rate by changing the concentration of acetic acid;
- регулировании стабильности тампонажного раствора;- regulation of the stability of the cement slurry;
- улучшении технологичности приготовления;- improving the manufacturability of cooking;
- снижении стоимости раствора.- reducing the cost of the solution.
При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом (уксусная кислота) образуется кремниевая кислота в виде золя, переходящего со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легкотекучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в которой находится дисперсионная среда, и полным отсутствием текучести, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава. Таким образом, объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к добывающим скважинам.During the interaction of sodium silicate with an acidic agent (acetic acid), silicic acid is formed in the form of a sol, which in time passes into a gel state. If the sol is an aqueous highly dispersed, free-flowing solution, then the gel state of the system is characterized by the formation of a strong spatial network of particles of the dispersed phase in which the dispersion medium is located, and a complete lack of fluidity, which reduces the mobility of water in the distribution zone of the composition. Thus, the volume of the reservoir, covered by the impact, prevents further water breakthrough at irrigated intervals, promotes the redistribution of filtration flows, and generally provides an effective restriction of water inflow to production wells.
Композиции готовили следующим образом. Растворы исходных компонентов (жидкого натриевого стекла марки А (ГОСТ 13078) концентрации 50% (силикатный модуль 2,9), уксусной кислоты (ГОСТ 19814) и многоатомного спирта (глицерин С3Н5(ОН)3)) заданных концентраций смешивали в определенной последовательности. В раствор силиката натрия (жидкое натриевое стекло) вводят уксусную кислоту и тщательно размешивают. Затем при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят многоатомный спирт и продолжают перемешивание в течение 5-10 минут. В промысловых условиях перед закачкой в скважину состав готовят в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного агрегата. Объем состава, закачиваемого в скважину, выбирают в зависимости от радиуса создаваемого в пласте водоизолирующего барьера. Состав характеризуется повышенной работоспособностью в диапазоне температур от -10 до 90°С.The compositions were prepared as follows. Solutions of the starting components (liquid sodium glass grade A (GOST 13078) concentration of 50% (silicate module 2.9), acetic acid (GOST 19814) and polyhydric alcohol (glycerin C 3 H 5 (OH) 3 )) of the specified concentrations were mixed in a certain sequence. Acetic acid is introduced into a solution of sodium silicate (liquid sodium glass) and thoroughly mixed. Then, with continuous stirring, polyhydric alcohol is introduced in small portions and stirring is continued for 5-10 minutes. In field conditions, before injection into the well, the composition is prepared in a special container with circular circulation of liquid or directly in the tank of the cementing unit. The volume of the composition injected into the well is selected depending on the radius of the waterproofing barrier created in the formation. The composition is characterized by increased performance in the temperature range from -10 to 90 ° C.
Готовые совмещенные композиции подвергались термической обработке при 65±5°С, при которой проводилось измерение ТГО - время, по истечению которого раствор теряет текучесть. Прочность полученных гелей измерялась через 24 часа после их образования.Ready combined compositions were subjected to heat treatment at 65 ± 5 ° С, at which the TGO was measured - the time after which the solution loses fluidity. The strength of the obtained gels was measured 24 hours after their formation.
Оценку прочностных свойств проводили по методу пенетрации: проникновения металлического стержня с известной площадью поперечного сечения в исследуемый продукт под измеряемой нагрузкой (кН/м2). Схема установки для определения прочности геля приведена на чертеже.Evaluation of the strength properties was carried out according to the penetration method: penetration of a metal rod with a known cross-sectional area into the test product under the measured load (kN / m 2 ). The installation diagram for determining the strength of the gel is shown in the drawing.
Полученные результаты были обработаны методами математической статистики. Составы исследуемых композиций и их свойства приведены в таблицах 1 и 2.The results were processed by methods of mathematical statistics. The compositions of the studied compositions and their properties are shown in tables 1 and 2.
Испытания на морозоустойчивость исследуемых систем показали, что совмещенные растворы силикат натрия - уксусная кислота замерзают при t=-2°С, тогда как введение в двухкомпонентный состав многоатомного спирта позволяет расширить диапазон температур замерзания до -10°С. Что позволяет использовать новые системы при низких температурах окружающей среды.Tests for frost resistance of the systems under study showed that the combined solutions of sodium silicate - acetic acid freeze at t = -2 ° C, while the introduction of polyhydric alcohol into the two-component composition allows us to expand the freezing temperature range to -10 ° C. That allows the use of new systems at low ambient temperatures.
Предельное значение содержания уксусной кислоты в композиции составляет 1,4% (состав №11). При увеличении содержания уксусной кислоты в композиции происходит сокращение времени гелирования совмещенной системы и увеличение прочности образующихся гелей. При уменьшении концентрации уксусной кислоты - увеличивается ТГО, но происходит понижение прочности образующихся гелей. Оптимальное содержание уксусной кислоты находится в пределах от 1,0 до 1,2%. Варьирование концентрацией структурообразующего агента регулирует изменения физико-механические свойств образующихся гелей, тем самым позволяет использовать новый состав для решения широкого спектра задач.The limit value of the content of acetic acid in the composition is 1.4% (composition No. 11). With an increase in the content of acetic acid in the composition, there is a reduction in the gelation time of the combined system and an increase in the strength of the resulting gels. With a decrease in the concentration of acetic acid, TGO increases, but the strength of the resulting gels decreases. The optimal content of acetic acid is in the range from 1.0 to 1.2%. Varying the concentration of the structure-forming agent regulates the changes in the physicomechanical properties of the resulting gels, thereby allowing the use of a new composition to solve a wide range of problems.
Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта. Применение разработанного состава увеличивает охват пласта заводнением, включаются неработающие ранее интервалы продуктивных пластов, тем самым происходит вовлечение в эксплуатацию запасов нефти слабодренируемых и застойных зон пластов.Thus, the use of the proposed composition allows you to effectively limit water inflow by partially plugging the water-washed intervals of the reservoir and connecting to the filtering process stagnant and slightly drained zones of the reservoir. The use of the developed composition increases the coverage of the formation by water flooding, previously non-performing intervals of productive formations are included, thereby involving oil reserves of weakly drained and stagnant formation zones.
Claims (1)
Приоритет установлен по дате подачи первой заявки № а20080390 в Патентное ведомство Беларуси от 31.03.2008 A gel-forming composition for limiting water inflow into a well containing acid, water and sodium silicate, characterized in that it contains sodium silicate in the form of a 50% aqueous solution, acetic acid and an additional polyhydric alcohol in the following ratio of components, wt. %:
The priority is set by the filing date of the first application No. a20080390 to the Patent Office of Belarus dated 03/31/2008
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BY20080390 | 2008-03-31 | ||
| BYA20080390 | 2008-03-31 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2397195C1 true RU2397195C1 (en) | 2010-08-20 |
Family
ID=46305438
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009101573/03A RU2397195C1 (en) | 2008-03-31 | 2009-01-19 | Gel-forming compositions for well water sealing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2397195C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
| RU2571458C1 (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Composition for insulation of water inflows to gas wells and method for its make-up |
| RU2667254C1 (en) * | 2017-11-20 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water inflow in well with low formation temperature (variants) |
| RU2669970C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming compound |
| RU2785877C1 (en) * | 2022-01-26 | 2022-12-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сибгеолаб" | Method for strengthening the rock mass and an organomineral two-component composition for its implementation |
-
2009
- 2009-01-19 RU RU2009101573/03A patent/RU2397195C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
| RU2571458C1 (en) * | 2014-06-26 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Composition for insulation of water inflows to gas wells and method for its make-up |
| RU2667254C1 (en) * | 2017-11-20 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water inflow in well with low formation temperature (variants) |
| RU2669970C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming compound |
| RU2785877C1 (en) * | 2022-01-26 | 2022-12-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сибгеолаб" | Method for strengthening the rock mass and an organomineral two-component composition for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9840657B2 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| EA005238B1 (en) | A novel fluid system having controllable reversible viscosity | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2658686C2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
| CA2892944A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| CN103980872A (en) | Environmental-friendly gel plugging agent applicable to low-temperature oil pool and applications of gel plugging agent | |
| CN111154473B (en) | Blockage removal oil displacement agent and preparation method and application thereof | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN102618232B (en) | Plugging agent for fractured-vuggy oil reservoir | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2142557C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2742089C1 (en) | Method for injection capacity profile alignment in injection wells with foam-forming composition (versions) | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production | |
| RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120120 |