RU2339803C2 - Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells - Google Patents
Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2339803C2 RU2339803C2 RU2006143723/03A RU2006143723A RU2339803C2 RU 2339803 C2 RU2339803 C2 RU 2339803C2 RU 2006143723/03 A RU2006143723/03 A RU 2006143723/03A RU 2006143723 A RU2006143723 A RU 2006143723A RU 2339803 C2 RU2339803 C2 RU 2339803C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- rim
- oil
- wells
- crosslinker
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи на основе вязко-упругих полимерных составов.The proposal relates to the oil industry, in particular, to change the filtration characteristics of heterogeneous reservoirs, increase oil recovery and reduce water cut in producing wells with maximum effect at the late stage of development of an oil reservoir based on viscoelastic polymer compositions.
Известны способы повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых пропластков, направленные на увеличение нефтеотдачи пластов, включающие приготовление и закачку различных полимерных гелеобразующих составов.Known methods for increasing the filtration resistance of highly permeable washed layers, aimed at increasing oil recovery, including the preparation and injection of various polymer gelling compositions.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов (Усов С.В. и др., Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами, «Нефтяное хозяйство», №1, 1991, с.41-43). Технология основана на тампонировании пластов под давлением фильтрующимся полимерным гелеобразующим составом с последующим докреплением полимерными составами. Применяемый для обработок состав представляет собой водный раствор полиакриламида (ПАА) с добавкой сшивателя. Все компоненты состава порошкообразные и хорошо растворимы в воде. В качестве воды используют слабоминерализованную или техническую пресную воду из системы ППД.The closest in technical essence and the problem to be solved is a method for aligning the injection profile in injection and limiting water inflows in producing wells, including preparing and sequentially injecting polymer gel-forming compounds into the reservoir (Usov S.V. et al., Aligning the injection profile in injection and limiting water inflows in producing wells with gelling agents, “Oil Industry”, No. 1, 1991, pp. 41-43). The technology is based on the plugging of formations under pressure by a filtered polymer gelling composition with subsequent consolidation by polymer compositions. The composition used for the treatments is an aqueous solution of polyacrylamide (PAA) with the addition of a crosslinker. All components of the composition are powdery and highly soluble in water. As water, low-saline or technical fresh water from the PPD system is used.
Недостатком известного способа является то, что при снижении температуры ниже 0°С происходит замерзание раствора сшивателя, что препятствует приготовлению полимерного состава. При температуре 0°С эффективность сшивателя снижается, и следовательно, снижается эффективность охвата пласта воздействием. Также, при разработке нефтяной залежи на поздней стадии возникает необходимость частого повторения операций известного способа. Из-за депрессионного воздействия в призабойной зоне гель разрушается и эффект изоляции уменьшается. Аналогично, при закачке в первой оторочке водного раствора ПАА происходит адсорбция частиц ПАА на поверхности пор, что приводит к образованию системы недостаточной прочности. В результате снижается нефтеотдача пластов.The disadvantage of this method is that when the temperature drops below 0 ° C, the crosslinker solution freezes, which prevents the preparation of the polymer composition. At a temperature of 0 ° C, the effectiveness of the crosslinker is reduced, and therefore, the effectiveness of the formation coverage by the impact is reduced. Also, when developing an oil reservoir at a late stage, it becomes necessary to frequently repeat the operations of the known method. Due to the depressive effect in the bottomhole zone, the gel is destroyed and the effect of isolation decreases. Similarly, when an aqueous solution of PAA is injected in the first rim, adsorption of PAA particles on the pore surface occurs, which leads to the formation of a system of insufficient strength. As a result, oil recovery is reduced.
Технической задачей предложения является увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием. А также расширение технологических возможностей способа.The technical task of the proposal is to increase oil recovery and reduce water cut in producing wells by increasing the effectiveness of the reservoir coverage. As well as expanding the technological capabilities of the method.
Решение поставленной задачи обеспечивает способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов.The solution of this problem provides a method for aligning the injection profile in injection wells and limiting water inflow in producing wells, including the preparation and sequential injection of polymer gelling compositions into the formation.
Новым является то, что предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с поверхностно-активным веществом (ПАВ) и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе полиакриламида со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 суток.New is that pre-determine the injection volume, inject the first rim of the polymer composition in the amount of 15% of the pore volume, the composition based on carboxymethyl cellulose (CMC) with a crosslinker in the following ratio of components, wt.%: CMC - 0.3 -5.0, chromium acetate - 0.05-0.5, water with a salinity of 0-290 g / l - the rest, and for the preparation of a crosslinker use water with a salinity of 50-290 g / l, then the second rim is pumped in portions, alternating with injection of water with a surfactant (PA ) and the first rim, as the second rim, use a composition based on polyacrylamide with a crosslinker in the following ratio of components, wt.%: PAA - 0.01-2.0, chromium acetate 0.05-0.5, water with a salinity of 0- 290 g / l - the rest, and then the well is stopped for technological shutter speed lasting from 1 to 5 days.
Также новым является то, что суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды соответственно 1:0,5:0,5.Also new is that the total concentration mass of the second rim is determined from the ratio of rims and injected water, respectively, 1: 0.5: 0.5.
Также новым является то, что ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ.Also new is that PAA for a dry product is 0.5-40% of the amount of CMC.
Также новым является то, что для высокопроницаемых интервалов пласта, начиная, по крайней мере, со второй оторочки, производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду.Also new is that for highly permeable formation intervals, starting at least from the second rim, an adjustable viscoelastic composition is injected, including polyacrylamide, a crosslinker, a filler, and water.
Для приготовления составов используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare the formulations:
- карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000. ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 (водорастворимый, порошкообразный);- carboxymethyl cellulose (CMC), for example, according to TU 2231-002-50277563-2000. TU 2231-017-32957739-02, TU 2231-057-07508003-2002 (water-soluble, powdery);
- полиакриламид (ПАА), отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортный с молекулярной массой (3-15)-106, например, DP9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175.- polyacrylamide (PAA), domestic according to TU 6-16-2531-81, TU 6-01-1049-81, TU 14-6-121-75, imported with a molecular weight of (3-15) -10 6 , for example, DP9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175.
В качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома по ТУ 6-0200209912-7000, дубитель марки «Водный раствор ацетата хрома» ТУ 2499-001-50635131-00.As a crosslinker use an aqueous solution of chromium acetate according to TU 6-0200209912-7000, a tanning agent of the brand "Aqueous solution of chromium acetate" TU 2499-001-50635131-00.
В качестве воды для приготовления сшивателя используют воду плотностью от 1,04 до 1,2 г/см3 с минерализацией 50-290 г/л.As water for the preparation of the crosslinker use water with a density of from 1.04 to 1.2 g / cm 3 with a salinity of 50-290 g / l.
В качестве наполнителя используют мел, тальк, древесную муку, глинопорошок, сломель и другие в количестве 1,0-10%.Chalk, talc, wood flour, clay powder, cracker and others are used as filler in the amount of 1.0-10%.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют водорастворимые ПАВ, например НЕОНОЛ марки АФ9-10, АФ9-12 с концентрацией 0,03-1,0%.As a surfactant, water-soluble surfactants are used, for example, NEONOL brand AF 9-10 , AF 9-12 with a concentration of 0.03-1.0%.
Сущность предложения заключается в следующем.The essence of the proposal is as follows.
По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки изолирующих составов. Предварительно готовят сшиватель путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,04 до 1,2 г/см3, минерализацией 50-290 г/л, что исключает возможность замерзания сшивателя при температуре ниже 0°С. Затем осуществляют последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов, например в виде водного раствора или суспензии. В качестве первой оторочки закачивают в пласт состав на основе карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0; ацетат хрома - 0,05-0,5; вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, в объеме 15% порового объема. Закачка первой оторочки позволяет изолировать высокопроницаемые интервалы пласта, ограниченный объем оторочки не даст возможности проникнуть в низкопроницаемые интервалы. При движении первой оторочки по пласту не происходит оседания частиц на поверхности пор. Затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой. Концентрация ПАВ зависит от минерализации закачиваемой воды. В качестве второй оторочки используют состав на основе полиакриламида со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0; ацетат хрома 0,05-0,5; вода - остальное с минерализацией 0-290 г/л. Суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5. ПАА по сухому продукт составляет 0,5-40% от количества КМЦ. Для высокопроницаемых интервалов пласта, начиная, по крайней мере, со второй оторочки, производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 суток.Based on the results of well surveys, the formation filtration properties are determined with the separation of interlayers with various degrees of absorption and the volume of injection of insulating compositions is determined. A crosslinker is preliminarily prepared by mixing chromium acetate with water with a density of 1.04 to 1.2 g / cm 3 , mineralization of 50-290 g / l, which eliminates the possibility of freezing of the crosslinker at a temperature below 0 ° C. Then carry out sequential injection into the reservoir of polymer gelling compositions, for example in the form of an aqueous solution or suspension. As the first rim, a composition based on carboxymethyl cellulose with a crosslinker is pumped into the formation in the following ratio of components, wt.%: CMC - 0.3-5.0; chromium acetate - 0.05-0.5; water with a salinity of 0-290 g / l - the rest, in the amount of 15% of the pore volume. Injection of the first rim allows isolating the highly permeable intervals of the formation, the limited volume of the rim will not allow penetration into the low permeability intervals. When the first rim moves along the formation, particles do not settle on the surface of the pores. Then the second rim is pumped in portions, alternating with the injection of water with a surfactant and the first rim. The concentration of surfactants depends on the salinity of the injected water. As the second rim, use a composition based on polyacrylamide with a crosslinker in the following ratio of components, wt.%: PAA - 0.01-2.0; chromium acetate 0.05-0.5; water - the rest with a mineralization of 0-290 g / l. The total mass of the concentration of the second rim is determined from the ratio of the rims and the injected water 1: 0.5: 0.5. PAA dry product is 0.5-40% of the number of CMC. For highly permeable formation intervals, starting at least from the second rim, an adjustable viscoelastic composition is injected, including polyacrylamide, a crosslinker, a filler, and water. The well is stopped for technological exposure lasting from 1 to 5 days.
Суспензию или водные растворы полимерных составов готовят, используя для этой цели струйные насосы и установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину.Suspension or aqueous solutions of polymer compositions are prepared using jet pumps and an apparatus for preparing, dosing and pumping technological solutions into the well for this purpose.
Предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемых составов в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышает прочность формируемого изоляционного экрана, что приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых зон пласта и к повышению эффективности охвата пласта воздействием. И, как следствие, приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин.The proposed method provides a uniform distribution of the injected compositions in the heterogeneous permeability zones of the formation, increases the strength of the formed insulating screen, which leads to a decrease in the permeability of the highly permeable zones of the formation and to increase the efficiency of the formation coverage. And, as a result, it leads to an increase in oil recovery, lowering the water cut of producing wells.
Для экспериментальных исследований использовалась линейная модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.For experimental studies, a linear reservoir model was used, consisting of two identical columns (50 cm long, 6.4 cm 2 cross-sectional area). By selecting the size of the quartz sand grains, the necessary channel permeability of the formation model was created.
Исследования проводили в следующей последовательности:The studies were carried out in the following sequence:
- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения, плотностью 0,810-0,890 г/см3. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;- after evacuation, the model was successively saturated with mineralized water and oil from the Romashkinskoye field, with a density of 0.810-0.890 g / cm 3 . The following parameters were determined: pore volume, initial water saturation, water permeability and oil saturation;
- проводили вытеснение нефти минерализованной водой, плотностью 1,0-1,2 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды;- carried out the displacement of oil by mineralized water, a density of 1.0-1.2 g / cm 3 with measurement at the output of the volumes of oil and water;
- готовили сшиватель путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,04 до 1,2 г/см3, минерализацией 50-290 г/л и затем готовили составы на основе полимеров;- a crosslinker was prepared by mixing chromium acetate with water with a density of 1.04 to 1.2 g / cm 3 , mineralization of 50-290 g / l, and then polymer-based compositions were prepared;
- в модель закачивали последовательно первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, затем вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой. Модель выдерживали от 1 до 5 суток для полного гелеобразования, формирования изоляционного барьера. При высокой проницаемости модели пласта, начиная со второй оторочки, в полимерный состав первой оторочки дополнительно вводили наполнитель;- the first rim of the polymer composition was pumped sequentially into the model in a volume of 15% of the pore volume, then the second rim in portions alternating with the injection of water with a surfactant and the first rim. The model was kept from 1 to 5 days for complete gelation, the formation of an insulating barrier. At high permeability of the formation model, starting from the second rim, an additional filler was added to the polymer composition of the first rim;
- после чего проводили довытеснение нефти минерализованной водой путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.- after which the oil was replaced by mineralized water by pumping water with measuring the output of oil and water.
Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.Thus, simulated the process of starting wells and oil production from the reservoir after the implementation of the proposed method.
В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки полимерных составов.As the oil displacing parameter, the oil displacement coefficient of a layered inhomogeneous porous medium was used after the primary displacement of oil by water and the final one after injection of polymer compositions.
Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице.The results of filtration studies are shown in the table.
Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды полимерных составов по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой составов.The analysis of the research results was carried out on the example of the main filtration parameter - residual resistance factor (OFS), which characterizes the filtration resistance when filtering water of polymer compositions in comparison with the initial filtration resistance when filtering water before pumping compositions.
Как видно из таблицы, ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 2,5 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,4 раза.As can be seen from the table, OFS according to the proposed method of development on inhomogeneous permeability of porous media increases 2.5 times in comparison with the prototype. The oil displacement coefficient increases by 1.4 times.
Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин изменением и выравниванием фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет повышения прочности формируемого изоляционного экрана, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method for equalizing the injection profile in injection and limiting water inflow in producing wells allows to increase oil recovery and reduce water cut of producing wells by changing and leveling the filtration flows in heterogeneous formations by increasing the strength of the formed insulating screen, reducing the permeability of highly permeable formation zones and increasing the efficiency of formation coverage exposure. The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006143723/03A RU2339803C2 (en) | 2006-12-08 | 2006-12-08 | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006143723/03A RU2339803C2 (en) | 2006-12-08 | 2006-12-08 | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006143723A RU2006143723A (en) | 2008-06-20 |
RU2339803C2 true RU2339803C2 (en) | 2008-11-27 |
Family
ID=40193415
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006143723/03A RU2339803C2 (en) | 2006-12-08 | 2006-12-08 | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2339803C2 (en) |
Cited By (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2333026A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-06-15 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil |
EP2436748A1 (en) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil from subterranean crude oil storage areas |
WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
EP2559844A2 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Method for transporting crude oil from subterranean storage areas |
RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
RU2487235C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of wet carbonate formation |
EP2682445A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-08 | Wintershall Holding GmbH | Formulations on the basis of raw glycerine (R), cellulose ether and urea, method for promoting crude oil from crude oil storage sites with inhomogeneous permeability and method for producing these formulations |
WO2014005993A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Wintershall Holding GmbH | Method for the recovery of petroleum from petroleum deposits having heterogeneous permeability |
US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
WO2014154806A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications |
WO2014154814A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation |
US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
RU2586356C1 (en) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs |
RU2610473C1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture |
RU2610961C1 (en) * | 2015-12-08 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Justification method of input profile in injection well |
US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
RU2627799C1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method for oil-source reservoirs by the controlled multi-stage hydraulic fracture |
US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
RU2655258C2 (en) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of injection wells treatment |
WO2019045588A1 (en) * | 2017-08-30 | 2019-03-07 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Иджат Ресурс" | Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations |
RU2738544C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-12-14 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for development of inhomogeneous oil formation |
-
2006
- 2006-12-08 RU RU2006143723/03A patent/RU2339803C2/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
УСОВ С.В. и др. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами. Нефтяное хозяйство, 1991, №1, с.41-43. * |
Cited By (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2333026A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-06-15 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil |
US8602099B2 (en) | 2009-10-21 | 2013-12-10 | Wintershall Holding GmbH | Process for the production of mineral oil |
EP2436748A1 (en) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil from subterranean crude oil storage areas |
US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
EP2559844A2 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Method for transporting crude oil from subterranean storage areas |
US9702235B2 (en) | 2011-08-17 | 2017-07-11 | Wintershall Holding GmbH | Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel |
RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
RU2487235C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of wet carbonate formation |
WO2014005993A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Wintershall Holding GmbH | Method for the recovery of petroleum from petroleum deposits having heterogeneous permeability |
EP2682445A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-08 | Wintershall Holding GmbH | Formulations on the basis of raw glycerine (R), cellulose ether and urea, method for promoting crude oil from crude oil storage sites with inhomogeneous permeability and method for producing these formulations |
WO2014154806A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications |
WO2014154814A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation |
RU2586356C1 (en) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs |
RU2610961C1 (en) * | 2015-12-08 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Justification method of input profile in injection well |
RU2610473C1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-02-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method for oil-source reservoirs by controlled hydraulic fracture |
RU2627799C1 (en) * | 2016-06-06 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method for oil-source reservoirs by the controlled multi-stage hydraulic fracture |
RU2655258C2 (en) * | 2017-02-08 | 2018-05-24 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of injection wells treatment |
WO2019045588A1 (en) * | 2017-08-30 | 2019-03-07 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Иджат Ресурс" | Method for enhanced oil recovery from reservoirs and composition for enhanced oil recovery from formations |
RU2738544C1 (en) * | 2019-06-14 | 2020-12-14 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method for development of inhomogeneous oil formation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006143723A (en) | 2008-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2339803C2 (en) | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells | |
RU2464415C2 (en) | Method of flooding oil bed | |
RU2377390C1 (en) | Method of insulating flow of water into well | |
RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2475635C1 (en) | Water-flooded oil deposit development method | |
RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2382187C1 (en) | Method of non-homogeneous oil reservoirs production | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2670298C1 (en) | Blocking composition for isolating absorbing zones during drilling and workover operations of wells | |
RU2138626C1 (en) | Method for recovery of residual oil from flooded non-uniform bed | |
RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production | |
RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2721917C1 (en) | Method for selective isolation of high-permeability intervals of a formation | |
RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
RU2065945C1 (en) | Method of displacing crude oil from nonuniform in respect to permeability carbonate strata |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20131101 |
|
QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |