RU2483092C1 - Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells - Google Patents
Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483092C1 RU2483092C1 RU2011154392/03A RU2011154392A RU2483092C1 RU 2483092 C1 RU2483092 C1 RU 2483092C1 RU 2011154392/03 A RU2011154392/03 A RU 2011154392/03A RU 2011154392 A RU2011154392 A RU 2011154392A RU 2483092 C1 RU2483092 C1 RU 2483092C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- polysaccharide
- calcium chloride
- killing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины.The invention relates to the oil industry, in particular, to compositions for killing high temperature wells, and can also be used to limit water inflows to oil wells.
Известен состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и четвертичные аммониевые соединения (Патент RU №2173772, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.09.2001).The known composition of the polysaccharide gel for hydraulic fracturing, containing fresh or mineralized water, a polysaccharide thickener, a boric crosslinker, diethanolamine and Quaternary ammonium compounds (Patent RU No. 2173772, IPC ЕВВ 43/26, publ. September 20, 2001).
Недостатком состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин, т.к. из-за высокой адсорбции на породе катионоактивных ПАВ увеличивается межфазное натяжение на границе с нефтью, что может снизить приток нефти после проведения глушения скважины.The disadvantage of the composition is that it cannot be successfully used as a fluid for killing high-temperature wells, because Due to the high adsorption of cationic surfactants on the rock, the interfacial tension at the border with oil increases, which can reduce the flow of oil after killing the well.
Известен способ (Патент RU №2346151, МПК Е21В 43/22, С09К 8/514, опубл. 10.02.2009, бюл. №4) регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты), включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования. В качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве указанного соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде, а выдержку осуществляют от 3 до 5 сут при следующем соотношении компонентов, мас.% : гуаровая камедь - 0,2-0,5, оксид магния - 0,02-0,04, ацетат хрома - 0,01-0,12, вода - остальное. Недостатком способа является невозможность применения указанного гелеобразующего состава в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин из-за длительного времени гелеобразования.The known method (Patent RU No. 2346151, IPC ЕВВ 43/22, С09К 8/514, published on 02/10/2009, bull. No. 4) for regulating the development of oil fields (options), including the injection of a gelling composition based on a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal, water and technological exposure for gelation. Guar gum is used as a polysaccharide, magnesium oxide is used as the indicated polyvalent metal compound in the presence of chromium acetate in both fresh and mineralized water, and aging is carried out from 3 to 5 days in the following ratio of components, wt.%: Guar gum - 0.2-0.5, magnesium oxide - 0.02-0.04, chromium acetate - 0.01-0.12, water - the rest. The disadvantage of this method is the inability to use the specified gel-forming composition as a fluid for killing high-temperature wells due to the long gelation time.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав полисахаридного геля для глушения скважин (Патент RU №2246609, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.02.2005, бюл. №5), который содержит пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионактивного ПАВ в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля.The closest in technical essence to the proposed one is the composition of the polysaccharide gel for killing wells (Patent RU No. 2224609, IPC ЕВВ 43/12, publ. 02.20.2005, bull. No. 5), which contains fresh or mineralized water, polysaccharide thickener, boron crosslinker , diethanolamine, quaternary ammonium compounds and a mixture of nonionic and anionic surfactants in an amount of 0.1-0.5 kg per 1000 l of water - the basis of the gel.
Недостатком состава является его многокомпонентность, что усложняет процесс приготовления состава в промысловых условиях. Также состав не эффективен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин вследствие того, что содержит неионогенные ПАВ, которые нестойки к действию высоких температур.The disadvantage of the composition is its multicomponent, which complicates the process of preparing the composition in the field. Also, the composition is not effective as a fluid to kill high-temperature wells due to the fact that it contains nonionic surfactants that are unstable to high temperatures.
Технической задачей предлагаемого решения является создание состава на основе полисахаридного геля, позволяющего проводить глушение высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие.The technical task of the proposed solution is to create a composition based on a polysaccharide gel, which allows killing of high-temperature wells developing high-temperature formations, or on which steam and thermal action is performed.
Для решения технической задачи разработан состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния.To solve the technical problem, a composition of a polysaccharide gel for killing high-temperature wells was developed, containing fresh or mineralized water, a polysaccharide thickener, a crosslinker - chromium acetate with magnesium oxide.
Новым является то, что состав дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:New is that the composition additionally contains calcium chloride, introduced after the remaining components in the amount of 112-145 g per 1 liter of fresh water or 47-73 g per 1 liter of mineralized water with a density of 1.12 g / cm 3 in the following ratio of components, wt.%:
илиor
В качестве полисахаридного загустителя применяют гуар (гуаровую камедь), ТУ 2458-019-57258729-2006.Guar (guar gum), TU 2458-019-57258729-2006 are used as a polysaccharide thickener.
В качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ), ТУ 2499-001-50635131-00 и оксид магния (ОМ), ТУ-6-09-3023-79.Chromate acetate (AX), TU 2499-001-50635131-00 and magnesium oxide (OM), TU-6-09-3023-79 are used as a crosslinker.
Используют хлористый кальций (ХК) CaCl2 по ГОСТу 450-77.Use calcium chloride (HC) CaCl 2 according to GOST 450-77.
Применяется пресная вода с общей минерализацией до 5 г/л, или минерализованная вода с минерализацией свыше 100 г/л.Fresh water is used with a total salinity of up to 5 g / l, or saline water with a salinity of over 100 g / l.
Для успешного проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах необходимы современные высокоэффективные химические реагенты и комплексные технологии их применения для глушения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях. Особенно сложно проведение таких работ в условиях высоких температур в призабойной зоне скважины. Температура на забое этих скважин достигает 80°С и выше (месторождения Западной Сибири, Казахстана), такие скважины относятся к категории высокотемпературных. Также высокие температуры в призабойной зоне скважины наблюдаются при проведении паротеплового воздействия на пласт (Ашальчинское месторождение).To successfully carry out repair and insulation works in wells, modern highly effective chemical reagents and integrated technologies for their application for killing and developing wells in difficult geological and technical conditions are required. It is especially difficult to carry out such work at high temperatures in the bottomhole zone of the well. The temperature at the bottom of these wells reaches 80 ° C and higher (deposits in Western Siberia, Kazakhstan), such wells are classified as high-temperature. Also, high temperatures in the near-well zone of the well are observed during the steam-thermal treatment of the formation (Ashalchinskoye field).
При закачке в указанные скважины предлагаемого состава полисахаридный загуститель в присутствии сшивателя под действием высоких температур превращается в полисахаридный гель - сшитую неподвижную систему. Благодаря этому предлагаемый состав не фильтруется в низкопроницаемую часть пласта, что позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны высокотемпературной скважины после глушения. Предлагаемый состав проникает в высокопроницаемую часть призабойной зоны высокотемпературной скважины на небольшое расстояние, поскольку под действием температуры он быстро теряет подвижность и превращается в упругий гель, способный закупорить эту часть пласта, прекратить приток жидкости и заглушить скважину для проведения ремонтных работ, или ограничить водоприток при проведении водоизоляционных работ.When injected into the indicated wells of the proposed composition, the polysaccharide thickener in the presence of a crosslinker under the influence of high temperatures turns into a polysaccharide gel - a crosslinked fixed system. Due to this, the proposed structure is not filtered into the low-permeable part of the reservoir, which allows you to save the reservoir properties of the bottom-hole zone of a high-temperature well after killing. The proposed composition penetrates into the highly permeable part of the bottom-hole zone of a high-temperature well for a short distance, because under the influence of temperature it quickly loses mobility and turns into an elastic gel that can clog this part of the formation, stop the flow of fluid and shut off the well for repair work, or limit water production during waterproofing works.
Основным требованием к составам, предназначенным для глушения высокотемпературных скважин, является термостабильность состава. Под термостабильностью понимают отсутствие выпадения осадка, помутнения или высаливания компонентов состава под действием высоких температур.The main requirement for compositions intended for killing high-temperature wells is the thermal stability of the composition. Thermostability is understood as the absence of precipitation, turbidity or salting out of the components of the composition under the influence of high temperatures.
Предлагаемый состав на основе полисахаридного загустителя, сшивателя и хлористого кальция обладает высокой термостабильностью. Термостабильность предлагаемого состава исследовалась при температурах 120-150°С. Составы выдерживались при указанных температурах в течение 8 часов, при этом они сохраняли свою композиционную стабильность, не наблюдалось ни одного из вышеуказанных факторов, свидетельствующих о разрушении геля. Составы готовились на пресной или минерализованной воде. Для упрочнения состава в него дополнительно вводится хлористый кальций, количество которого зависит от минерализации воды, на которой готовится состав. Максимальная концентрация хлористого кальция вводится в состав, приготовленный на пресной воде. При приготовлении состава на минерализованной воде хлористого кальция вводят меньше, поскольку в минерализованной воде уже содержатся ионы кальция и хлора.The proposed composition based on a polysaccharide thickener, a crosslinker and calcium chloride has high thermal stability. The thermal stability of the proposed composition was studied at temperatures of 120-150 ° C. The compositions were maintained at the indicated temperatures for 8 hours, while they retained their compositional stability, not one of the above factors was observed, indicating the destruction of the gel. The compositions were prepared in fresh or saline water. To strengthen the composition, calcium chloride is additionally introduced into it, the amount of which depends on the salinity of the water on which the composition is prepared. The maximum concentration of calcium chloride is introduced into the composition prepared in fresh water. When preparing the composition on mineralized water, calcium chloride is introduced less, since the mineralized water already contains calcium and chlorine ions.
В лабораторных условиях составы готовят следующим образом: в 86,35 г (86,89 мас.%) пресной воды растворяют 1 г полисахарида гуар (1 мас.%), 0,05 г оксида магния (0,05 мас.%), приливают 0,6 г 10% раствора ацетата хрома (AX - 0,06 мас.%) и вводят 12 г (12 мас.%) хлористого кальция, что соответствует концентрации 138 г/л, все перемешивают в течение 15 мин (в таблице состав №11). Затем приготовленный состав ставят в печку с температурой 120°С и ведут наблюдение за состоянием системы. Через 25 мин произошла полная сшивка полисахаридного геля, и он потерял текучесть. Состав оставляют под действием температуры еще 8 ч, видимых изменений с ним за это время не произошло. Аналогичным образом готовят другие составы с различным соотношением компонентов на пресной или на минерализованной воде с плотностью d=1,120 г/см3, которые выдерживают при температурах 120-150°С. Результаты исследований приведены в таблице.In laboratory conditions, the compositions are prepared as follows: 1 g of guar polysaccharide (1 wt.%), 0.05 g of magnesium oxide (0.05 wt.%) Are dissolved in 86.35 g (86.89 wt.%) Of fresh water pour 0.6 g of a 10% solution of chromium acetate (AX - 0.06 wt.%) and inject 12 g (12 wt.%) of calcium chloride, which corresponds to a concentration of 138 g / l, all mix for 15 min (in the table composition No. 11). Then, the prepared composition is put in the oven with a temperature of 120 ° C and the system is monitored. After 25 minutes, the polysaccharide gel was completely crosslinked, and it lost fluidity. The composition is left under the influence of temperature for another 8 hours; no visible changes have occurred with it during this time. Other compositions are prepared in a similar manner with a different ratio of components on fresh or mineralized water with a density of d = 1.120 g / cm 3 , which can withstand temperatures of 120-150 ° C. The research results are shown in the table.
Как видно из таблицы, при концентрации полисахаридного загустителя (гуара) меньше 0,8 мас.% образуется рыхлый гель, который не способен эффективно ограничить приток воды в высокотемпературную скважину и заглушить ее.As can be seen from the table, when the concentration of the polysaccharide thickener (guar) is less than 0.8 wt.%, A loose gel is formed, which is not able to effectively limit the flow of water into the high-temperature well and plug it.
Составы полисахаридного геля с концентрацией полисахаридного загустителя выше 1,2 мас.%, ацетата хрома выше 0,1 мас.%, оксида магния выше 0,08 мас.% и хлористого кальция выше 12,5 мас.%, вода - остальное ведут к неэкономичному расходу реагентов и при такой концентрации полисахаридного загустителя возникают трудности с закачкой вследствие высокой вязкости полисахаридного геля.The compositions of the polysaccharide gel with a concentration of polysaccharide thickener above 1.2 wt.%, Chromium acetate above 0.1 wt.%, Magnesium oxide above 0.08 wt.% And calcium chloride above 12.5 wt.%, Water - the rest leads to uneconomical consumption of reagents and with such a concentration of polysaccharide thickener there are difficulties with the injection due to the high viscosity of the polysaccharide gel.
Глушение высокотемпературных скважин производится на время проведения ремонтных работ, поэтому предлагаемый состав не содержит бактерицид, предохраняющий полисахаридный гель от разрушения. Благодаря этому он способен самопроизвольно разрушаться по истечении времени проведения ремонтных работ, и приток жидкости в высокотемпературную скважину восстанавливается. Но если требуется быстрое восстановление притока жидкости в скважину после глушения, то рекомендуется для разрушения полисахаридного геля использовать ингибированную соляную кислоту. Способность состава заглушить приток жидкости оценивалась по фильтрации полисахаридных гелей, полученных в результате сшивки компонентов состава, через фильтр Шотта с помощью вакуумного насоса Buchi. На фильтр помещают полученный полисахаридный гель, затем приливают воду и подключают насос, и наблюдают, фильтруется или не фильтруется вода через полученный гель. По отсутствию фильтрации воды через полисахаридный гель заключают, что данный состав пригоден для проведения операции глушения высокотемпературных скважин и ограничения водопритоков в высокотемпературные скважины.High-temperature wells are muffled during repair work, therefore, the proposed composition does not contain a bactericide that protects the polysaccharide gel from destruction. Due to this, it is able to spontaneously collapse after the time of repair work, and the flow of fluid into the high-temperature well is restored. But if rapid restoration of fluid flow into the well after killing is required, it is recommended to use inhibited hydrochloric acid to destroy the polysaccharide gel. The ability of the composition to block the flow of fluid was evaluated by filtering polysaccharide gels obtained by cross-linking the components of the composition through a Schott filter using a Buchi vacuum pump. The obtained polysaccharide gel is placed on the filter, then water is added and the pump is connected, and it is observed whether water is filtered or not filtered through the obtained gel. According to the lack of water filtration through a polysaccharide gel, it is concluded that this composition is suitable for killing high-temperature wells and limiting water inflows into high-temperature wells.
В таблице приведены также результаты исследования составов по прототипу. Под действием высоких температур указанные составы мутнеют, поскольку происходит разрушение содержащихся в них неионогенных ПАВ. Образующийся в результате сшивки гель имеет слабую структуру из-за низкой концентрации полисахарида и поэтому не эффективен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин и при ограничении притоков воды в высокотемпературные скважины.The table also shows the results of a study of the compositions of the prototype. Under the influence of high temperatures, these compositions become cloudy, since the nonionic surfactants contained in them are destroyed. The gel formed as a result of crosslinking has a weak structure due to the low polysaccharide concentration and therefore is not effective as a killing liquid for high-temperature wells and in limiting the flow of water into high-temperature wells.
Для приготовления полисахаридного геля в промысловых условиях используют агрегат КУДР-8. В смесительную емкость КУДР-8 подается минерализованная вода с плотностью 1120 кг/м3. Для получения 1 т раствора в 928 кг воды засыпается при постоянном перемешивании 10 кг гуара, 0,5 кг оксида магния, 1,2 кг 50% раствора ацетата хрома и 60 кг хлористого кальция. Полученный состав имеет следующее соотношение компонентов в мас.%:гуар - 1, оксид магния - 0,05, ацетат хрома - 0,06, хлористый кальций - 6 (или 72 г/л), вода - 92,89. Состав перемешивают в течение 15-20 минут и закачивают в высокотемпературную скважину для ее глушения. При закачке в высокотемпературную скважину предлагаемого состава полисахаридный загуститель в присутствии остальных компонентов под действием высоких температур превращается в полисахаридный гель, способный закупорить пласт, прекратить приток жидкости и заглушить скважину для проведения ремонтных работ, или ограничить водоприток при проведении водоизоляционных работ.To prepare a polysaccharide gel in the field, use the KUDR-8 aggregate. Mineralized water with a density of 1120 kg / m 3 is supplied to the mixing tank KUDR-8. To obtain 1 ton of solution in 928 kg of water, 10 kg of guar, 0.5 kg of magnesium oxide, 1.2 kg of a 50% solution of chromium acetate and 60 kg of calcium chloride are poured with constant stirring. The resulting composition has the following ratio of components in wt.%: Guar - 1, magnesium oxide - 0.05, chromium acetate - 0.06, calcium chloride - 6 (or 72 g / l), water - 92.89. The composition is mixed for 15-20 minutes and pumped into a high-temperature well to kill it. When injected into the high-temperature well of the proposed composition, the polysaccharide thickener in the presence of other components under the influence of high temperatures turns into a polysaccharide gel that can plug the formation, stop the flow of fluid and shut off the well for repair work, or limit water inflow during waterproofing operations.
Предложенный состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин позволяет проводить глушение высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие.The proposed composition of the polysaccharide gel for killing high-temperature wells allows killing of high-temperature wells developing high-temperature formations, or on which steam and thermal treatment is performed.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154392/03A RU2483092C1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154392/03A RU2483092C1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483092C1 true RU2483092C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791892
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011154392/03A RU2483092C1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483092C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582151C1 (en) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Dry mixture for killing of oil and gas wells and treatment of bottomhole zone |
| WO2019070166A1 (en) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2706149C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for limitation of water influx in production well, on which steam-thermal effect is performed |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2107811C1 (en) * | 1996-10-22 | 1998-03-27 | Краснопевцева Наталия Валентиновна | Compound for regulating development of oil deposits |
| RU2173772C2 (en) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Polysaccharide gel composition for hydraulic formation breakdown |
| RU2246609C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-02-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Well killing polysaccharide gel composition and method for producing the same |
| US20060234873A1 (en) * | 2003-10-02 | 2006-10-19 | M-I L.L.C. | Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids |
| RU2345161C1 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-27 | Юлия Алексеевна Щепочкина | Aluminium cast iron |
| RU2357996C1 (en) * | 2007-09-17 | 2009-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Саратовнефтехимсервис" | Composition for killing of well |
| RU2386665C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Heat-resistant viscoelastic composition for finishing and repairing wells |
-
2011
- 2011-12-29 RU RU2011154392/03A patent/RU2483092C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2107811C1 (en) * | 1996-10-22 | 1998-03-27 | Краснопевцева Наталия Валентиновна | Compound for regulating development of oil deposits |
| RU2173772C2 (en) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Polysaccharide gel composition for hydraulic formation breakdown |
| RU2246609C2 (en) * | 2003-04-15 | 2005-02-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Well killing polysaccharide gel composition and method for producing the same |
| US20060234873A1 (en) * | 2003-10-02 | 2006-10-19 | M-I L.L.C. | Thermal stability agent for maintaining viscosity and fluid loss properties in drilling fluids |
| RU2345161C1 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-27 | Юлия Алексеевна Щепочкина | Aluminium cast iron |
| RU2357996C1 (en) * | 2007-09-17 | 2009-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Саратовнефтехимсервис" | Composition for killing of well |
| RU2386665C1 (en) * | 2008-11-13 | 2010-04-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пермский Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти" | Heat-resistant viscoelastic composition for finishing and repairing wells |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТОКУНОВ В.И. и др. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. - М.: Недра, 1983, с.80, 93. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2582151C1 (en) * | 2014-12-16 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Джи Эр Инвестментс" | Dry mixture for killing of oil and gas wells and treatment of bottomhole zone |
| WO2019070166A1 (en) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells |
| RU2706149C1 (en) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for limitation of water influx in production well, on which steam-thermal effect is performed |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| JP2020532627A (en) | Enhanced high temperature crosslinked crushing fluid | |
| RU2553807C1 (en) | Gas-blocking plugging material for cementing horizontal wells with small annular gaps | |
| CN109996930A (en) | The method of processing well bottom chronostratigraphic zone | |
| RU2424426C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2618547C1 (en) | Development method of carbonate oil formation (options) | |
| RU2431741C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2627807C1 (en) | Oil and gas well killing fluid | |
| RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
| RU2806757C1 (en) | Composition for preventing the occurrence of highly mineralized fluids in the well | |
| RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| RU2827721C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on synthetic gelling agent and surface water, method of its preparation and method of treating formation using said fluid | |
| RU2346151C1 (en) | Oil minefield development control method (versions) | |
| RU2713063C1 (en) | Composition for isolating water influx into well |