EA035685B1 - Способ разработки обводненного пласта - Google Patents
Способ разработки обводненного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA035685B1 EA035685B1 EA201900190A EA201900190A EA035685B1 EA 035685 B1 EA035685 B1 EA 035685B1 EA 201900190 A EA201900190 A EA 201900190A EA 201900190 A EA201900190 A EA 201900190A EA 035685 B1 EA035685 B1 EA 035685B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- injected
- formation
- reservoir
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 76
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 28
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 60
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 45
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 30
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 40
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 18
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000391 magnesium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052919 magnesium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019792 magnesium silicate Nutrition 0.000 description 1
- ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-);silicon(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Mg+2].[Si+4] ZADYMNAVLSWLEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности разработке обводненных неоднородных нефтяных месторождений. Задачей изобретения является повышение добычи нефти и снижение добычи воды обводненных пластов, работающих под высоким давлением и содержащих в порах остаточную нефть, за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и привлечения к разработке нефтеносных зон с низкой проницаемостью. Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненного пласта, включающем закачку оторочки осадкообразующей композиции, состоящей из соли натрия, изоиропилового спирта и пресной воды, с последующим продвижением ее по пласту закачиваемой водой, перед закачкой оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают низкоминерализированную или пресную воду, при этом осадкообразующая композиция дополнительно содержит полиакрилат натрия, а в качестве соли натрия - карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбонат натрия - 5%; изопропиловый спирт - 0,3%; полиакрилат натрия - 0,1%; пресная вода - остальное. После закачки оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают ощелаченную морскую или пластовую воду.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к разработке неоднородных обводненных нефтяных месторождений.
Известен способ разработки обводненного пласта, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц древесной муки.
Недостаток способа заключается в том, что суспензия древесной муки после проникновения в высокопроницаемые части пласта за короткое время вымывается, в результате этого снижается эффективность охвата воздействием низкопроницаемых зон.
Известен способ разработки пласта, включающий закачку раствора сульфата алюминия.
Применение способа основано на осаждение кристаллов Al(OH)3 в пласте в результате взаимодействия раствора с пластовыми водами. В результате блокируются высокопроницаемые зоны и привлекаются к разработке не охваченные воздействием нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны.
Для повышения эффективности способа следует регулировать количество сульфата алюминия в водном растворе для каждого конкретного объекта с целью обеспечения интенсификации осадкообразования. Чтобы предотвратить преждевременное осаждение кристаллов Al(OH)3 при закачке в пласт раствора с низкой концентрацией, он окисляется путем добавления серной кислоты. А это способствует коррозии оборудования скважины и снижает эффективность способа.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ закачки оторочки осадкообразующего реагента, состоящего из силиката натрия, этилового спирта, изопропилового спирта и пресной воды, с последующей закачкой воды.
Недостаток известного способа заключается в том, что образовавшийся в пласте осадок является неустойчивым и, быстро вымываясь при высоких давлениях, снижает изоляцию высокопроницаемых зон, в результате ослабевает охват воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон, что снижает эффективность способа.
С другой стороны, при контакте содержащегося в композиции силиката натрия с ионами Ca2+ и Mg2+, находящимися в составе морской или пластовой воды, образуются осадки силиката кальция и силиката магния. Эти экологически опасные осадки оказывают губительное воздействие на живые организмы, особенно в морской среде.
Задачей изобретения является повышение добычи нефти и снижение добычи воды обводненных пластов, работающих под высоким давлением и содержащих в порах остаточную нефть, за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и привлечения к разработке нефтеносных зон с низкой проницаемостью.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненного пласта, включающем закачку оторочки осадкообразующей композиции, состоящей из натриевой соли, изопропилового спирта и пресной воды, с последующим продвижением ее по пласту закачиваемой водой, перед закачкой оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают низкоминерализированную или пресную воду, при этом осадкообразующая композиция дополнительно содержит полиакрилат натрия, а в качестве натриевой соли - карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбонат натрия - 5 %
Изопропиловый спирт - 0,3 %
Полиакрилат натрия - 0,1%
Пресная вода - остальное
После закачки оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают ощелаченную морскую или пластовую воду.
Карбонат натрия (кальцинированная сода или стиральная сода) в нормальных условиях представляет собой кристаллы белого цвета, плавится без разложения, а затем, нагреваясь, разлагается (ГОСТ 510085).
Изопропиловый спирт - бесцветная жидкость со специфическим запахом получается в результате гидратации пропилена (ГОСТ 9805-84).
Полиакрилат натрия - натриевая соль полиакриловых кислот (ТУ 2219-501-00208947-2008). Он используется в качестве коагулянта для очистки воды от солей жесткости.
Ощелаченная морская или пластовая вода готовится следующим образом: в морскую или пластовую воду добавляют предлагаемую осадкообразующую композицию и осаждают соли жесткости, содержащиеся в этой воде. Затем морская или пластовая вода фильтруется, получают ощелаченную воду.
Сущность изобретения заключается в том, что ионы CO32-, полученные путем диссоциации карбоната натрия, входящего в состав осадкообразующей композиции, вступая в реакцию с ионами Ca2+ и Mg2+ минерализированной воды (пластовой или морской воды), образуют осадки, нерастворимые в воде. Изопропиловый спирт, входящий в состав осадкообразующей композиции, ускоряет процесс образования осадка (увеличивает скорость реакции). В отличие от прототипа в предлагаемом способе полиакрилат натрия, входящий в состав осадкообразующей композиции, играет роль коагулянта и флокулянта и, объединяя в себе частицы, увеличивает их плотность и, таким образом, облегчает процесс выпадения
- 1 035685 осадка, а также, обеспечивая лучшее проникновение в поры образовавшегося осадка, создает сопротивление к закачиваемой воде (даже при высоких давлениях). В результате показатель pH воды увеличивается и улучшаются ее щелочные свойства. Для того чтобы изолировать высокопроницаемые зоны и направить закачанный рабочий агент в низкопроницаемые нефтеносные зоны, тем самым вовлекая эти зоны к разработке, в пласт посредством нагнетательных скважин последовательно закачивают осадкообразующую композицию и воду.
Для обеспечения образования осадка не в призабойной зоне, а на определенном расстоянии от этой зоны в глубине пласта, предварительно до композиции в пласт закачивается низкоминерализированная или пресная вода.
Если нефть обводненного пласта имеет высокую активность, то сначала в пласт закачивают низкоминерализированную или пресную воду, а следом после закачки оторочки из осадкообразующей композиции, с целью лучшего вымывания остаточной нефти из нефтеносных зон с низкой проницаемостью в пласт закачивается ощелаченная морская или пластовая вода.
Положительный эффект от применения предлагаемого способа достигается привлечением к разработке нефтеносных зон с низкой проницаемостью, хорошим вымыванием и вытеснением нефти из этой зоны в результате изоляции высокопроницаемых зон пласта, работающего под высоким давлением. В результате улучшается охват воздействием нефтеносных зон пласта при высоких давлениях. В предлагаемом способе в результате взаимодействия осадкообразующей композиции с высокоминерализированными пластовыми водами образуется осадок, который изолирует обводненные зоны пласта с высокой проницаемостью и в результате закачиваемый рабочий агент полностью охватывает воздействием нефтеносные зоны пласта с низкой проницаемостью. Таким образом, образующийся осадок не может продвигаться к добывающим скважинам из-за воздействия воды, закачанной под высоким давлением, и осаждается в поровых каналах с высокой проницаемостью.
Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи за счет повышения охвата воздействием неоднородного пласта и коэффициента вытеснения нефти.
В лабораторных условиях исследования проводились в следующей последовательности.
Опыт 1.
Сначала были исследованы основные показатели растворов различной концентрации карбоната натрия в пресной воде (табл. 1).
Как видно из таблицы, значение поверхностного натяжения при 5%-ной концентрации карбоната натрия в пресной воде резко уменьшается, а при последующих концентрациях ослабевает темп уменьшения поверхностного натяжения. В то же время, до указанной концентрации значение pH увеличивается с высоким темпом, а в последующих концентрациях скорость увеличения ослабевает. В результате проведенных исследований было установлено, что если значение поверхностного натяжения на границе нефть-раствор составляет 1-3 мН/м и ниже, то проводя процесс вытеснения с раствором этой концентрации можно получить высокий результат. Таким образом и в последующих исследованиях использовался 5%-ный раствор карбоната натрия в пресной воде.
Опыт 2.
Были исследованы параметры смесей, полученных при добавлении 5%-ного раствора карбоната натрия в пресной воде к морской воде при определенных концентрациях. С целью ускорения реакции в смесь добавлено 0,3% изопропилового спирта. В следующем эксперименте в качестве коагулянта в смесь был добавлен 0,1% полиакрилата натрия. Полиакрилат натрия, объединяя в себе частицы, повышает их плотность, что облегчает процесс оседания солей, образовавшихся в результате реакции. Таким образом, добавка изопропилового спирта и полиакрилата натрия в смесь позволяет как ускорить реакцию, так и облегчит процесс оседания. Принимая это во внимание, результаты добавки 0,3% изопропилового спирта и 0,1% полиакрилата натрия в щелочный раствор, добавленный в морскую воду, показаны в табл. 2.
Как видно из таблицы, при увеличении концентрации осадкообразующей композиции в морской воде уменьшается жесткость воды. При 5%-ной концентрации композиции полностью устраняется жесткость морской воды. Кроме того, при увеличении концентрации осадкообразующей композиции в морской воде наблюдается уменьшение в значении поверхностного натяжения и повышение в значении показателя pH. Изменения указанных параметров (уменьшение поверхностного натяжения, повышение показателя pH) резко проявляется до 10%-ной концентрации композиции в морской воде, а при последующих значениях концентрации этот темп ослабевает.
- 2 035685
Таблица 2
| с,% | pH | Поверхностное натяжение, мН/м | Жесткость, мг-экв/л |
| 1.0 | 8,9 | 19,7 | И |
| 3,0 | 8,9 | 16,3 | 5 |
| 5,0 | 9,0 | 11,8 | 0 |
| 7,0 | 9,0 | 5,7 | 0 ' |
| 10,0 | 9,2 | 2,75 | 0 |
| 12,0 | 9,3 | 2,31 | 0 |
Опыт 3.
Для исследования образования осадка непосредственно в пористой среде и его влияния на проницаемость было проведено следующее исследование.
Для проверки эффективности предлагаемого способа пористая среда, созданная из кварцевого песка в линейной модели пласта, длиной 80 см и диаметром 4 см полностью насыщалась водой различной минерализации при комнатной температуре и при перепаде давлений 0,25 атм и определялась проницаемость среды (6,08х10-12м2). Затем в модель закачивалась осадкообразующая композиция в размере 25% от объема пор (для обеспечения образования осадка не в призабойной зоне, а на определенном расстоянии от этой зоны в глубине пласта, предварительно до композиции в пласт закачивается низкоминерализированная или пресная вода в объеме до 7-10% от общего объема композиции) и модель оставлялась закрытой в течение определенного периода времени (около 6-8 ч). Затем в модель закачивалась вода при различных давлениях (0,25-6 атм) и снова определялась проницаемость модели по воде.
Изменение проницаемости пористой среды в зависимости от минерализации воды, закачиваемой в модель, показано в табл. 3-7. В таблицах результаты, полученные при закачке новой композиции, сопоставлены с прототипом.
Как видно из таблиц, при увеличении жесткости воды, насыщающей поры, уменьшается проницаемость пористой среды по воде в результате воздействия закачанных осадкообразующих композиций (как по прототипу, так и по новому способу). Это связано с увеличением количества осадка, образующегося в результате химической реакции между ионами Ca2+ и Mg2+ в составе воды с щелочью, содержащейся в закачиваемой композиции, и лучшей изоляции поровых каналов с высокой проницаемостью. Однако предлагаемая новая композиция имеет следующие преимущества по сравнению с прототипом. Как видно из результатов исследований, предлагаемая новая композиция сохраняет устойчивость к высоким давлениям в пластовой среде. В наших исследованиях не наблюдается увеличения проницаемости пористой среды при давлении воды, закачанной в пласт после композиции, до 5 атм. При давлении закачки воды 56 атм увеличение проницаемости пористой среды наблюдается только через определенный промежуток времени. Когда минерализация воды, насыщающей поры, составляет 100 мг-экв/л, при давлении закачки воды 5-6 атм в начале, после определенного времени, наблюдается незначительное повышение проницаемости, а затем стабилизация (проницаемость не достигает значения до закачки композиции (до 6,08х10'|2м2)).
А композиция в прототипе теряет свою устойчивость даже при низких давлениях закачиваемой в поры воды. То есть через определенный промежуток времени полностью вымывается из пор. В результате наблюдается постепенное увеличение проницаемости и достижение предыдущего значения (6,08х10-12м2). По мере увеличения минерализации воды ослабевает темп роста проницаемости, то есть увеличивается период восстановления до предыдущего значения.
Опыт 4.
В линейной модели пласта, геометрические размеры которой показаны выше, после определения проницаемости по воде неоднородной пористой среды, первый слой которой состоит из кварцевого песка, а второй слой - из смеси кварцевого песка и бентонитовой глины, создается начальная нефтенасыщенность и остаточная вода.
Сначала нефть из модели вытесняется водой под давлением 0,25 атм. Затем в модель закачивают новую осадкообразующую композицию в размере 25% от объема пор, а предварительно до композиции в пласт закачивается низкоминерализированная или пресная вода в количестве 7-10% от общего объема композиции. После выдерживания модели в закрытом состоянии определенный период времени (около 6-8 ч) снова продолжается закачка воды той же минерализации под тем же давлением. В следующем (втором) исследовании при сохранении условий эксперимента после закачки новой осадкообразующей композиции закачка воды осуществляется при давлении 5 атм, а в третьем эксперименте - 6 атм.
Следующая серия исследований проводилась с композицией, указанной в прототипе с сохранением тех же условий эксперимента. И в этих исследованиях после закачки оторочки композиции в пористую среду последующая закачка воды осуществлялась при давлениях 0,25; 5,0 и 6,0 атм. Полученные результаты исследований приведены в табл. 8.
- 3 035685
Как видно из таблицы, при использовании новой композиции вытесненное водой, закачанной в пористую среду после оторочки композиции при низком давлении (0,25 атм), количество остаточной нефти выше в сравнении с прототипом. Это объясняется тем, что осадок, образованный в пласте композицией по прототипу, частями вымывается в течение определенного периода водой, закачиваемой в пористую среду при том же давлении, и соответственно проницаемость среды увеличивается до предыдущего значения. При вымывании осадка ускоряется поступление воды в зоны с высокой проницаемостью и уменьшается охват воздействием нефти в низкопроницаемых зонах. А так как осадок, образованный новой композицией, не вымывается закачанной под тем же давлением водой, то нефтеносные зоны с низкой проницаемостью лучше охватываются закачанной водой.
При закачке в обводненную пористую среду новой композиции она не вымывается закачанной следом водой и увеличивается изоляционный эффект зон с высокой проницаемостью. Это обеспечивает лучший охват закачиваемой водой зон с низкой проницаемостью. В результате количество остаточной нефти, вытесняемой из этих зон, увеличивается.
При закачке в обводненную пористую среду с остаточной нефтью после оторочки композиции воды под высоким давлением наблюдается следующая разница.
Соли, образованные при взаимодействии композиции, данной в прототипе, с минерализированной водой в пористой среде быстро вымываются водой, закачанной в среду под высоким давлением, что приводит к ускорению прохождения закачиваемой воды через высокопроницаемые зоны и уменьшению охвата воздействием нефти в зонах с низкой проницаемостью. При высокой жесткости воды в порах в результате большого количества образованного осадка продолжительность их вымывания закачанной водой немного продлевается.
Таблица 3
Давление закачки воды в пористую среду, насыщенную водой с минерализацией 40 мг-экв/л, атм.
ί Часы
0,25
| 1 2 3 5 6 7 8 | нрот. новый К2, 1О'!2м2 3,91 j 3,5 3,95 3,5 4,5 । 3,5 5,2 j 3,5 6,08 I 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 i 3,5 | прот. ! новый К2, 1О‘|2м2 3,91 j 3,5 3,99 3,5 4,53 3.5 5,3 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 | прот. 1 новый К2, 10'12м2 3,95 3,5 4,6 3,5 5,33 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 | прот. 1 новый К2, 10’12 м2 4,5 3,5 4,97? 3,5 5,81 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 6,08 3,5 | прот. К2, 1( 5,7 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 | новый Г12м2 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5 | прот. НОВЫЙ 1 прот. К2,10'12м2 , К2, К 6,08 j 3,5 । 6,08 6,08 Д 3,5 г 6,08 6,08 j 3,5 ’ 6,08 6,08 1 3,5 । 6,08 6,08 3,5 | 6,08 6,08 3,5 6,08 6,08 3,5 6,08 6,08 ' 3,5 6,08 | новый )-Ά 3,5 3,9 4,5 5,1 5,6 5,85 6,08 6,08 Т | прот. | новый К2, 10'12м2 , 6,08 4,0 j 6,08 4,7 6,08 5,4 6,08 6,08 ί 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 6,08 аблица 4 | |||||||
| Часы | Давление закачки воды в пористую среду, насыщенную водой с минерализацией 70 мг-экв/л, атм. | |||||||||||||||
| 0,25 | 0,5 | 1,0 | 2,0 | 3,0 | 4,0 | 5,0 | 6,0 | |||||||||
| прот. | 1 „ | новый | прот. I новый | прот. | новый | прот. | новый | прот. | новый | прот. I НОВЫЙ | прот. | новый | прот. новый | |||||
| К2, Ю'|2м2 | К2, 10!2 м2 | К2, 1О'|2м2 | К2, 10'12 м2 | К2, Ю'|2м2 | К2,10‘|2м2 | К2, 10'%г | К2, 10'12 м2 | |||||||||
| 1 | 3,17 | 2,62 | 3,17 ) 2,62 | 3,2 | 2,62 | 3,8 | 2,62 | 7,94 | 2,62 | 5,53 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | | 6,08 | 3,25 | |
| 2 | 3,2 | 2,62 | 3,21 2,62 | 3,82 | 2,62 | 4,3 | 2,62 | 5,4 | 2,62 | 5,9 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 3,69 | |
| 3 | 3,6 | 2.62 | 3,81 2.62 | 4,38 | 2,62 | 5,02 | 2.62 | 6.08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2.62 | 6,08 | 4,05 | |
| 4 | 4,3 | 2,62 | 4,4 ! 2,62 | 5,0 | 2,62 | 5,6 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2.62 | 6,08 | 4,4 | |
| 5 | 5,2 | 2,62 | 5,3 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 4,87 |
| 6 | 5,8 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,81 | 6,08 | 5,39 |
| 7 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,96 | 6,08 | 5,79 |
| 8 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2.62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 2,62 | 6,08 | 3.23 | 6,08 | 6,08 |
Таблица 5
Давление закачки воды в пористую среду, насыщенную водой с минерализацией 100 мг-экв/л, атм.
| Часы | 0,25 | 0,5 1 1,0 | 2,0 | 3,о | 4,0 | 5,0 | 6,0 | |||||||||
| прот. | новый | i ! | прот. ί новый прот. ί новый | прот. 1 новый | прот. j новый | прот. | | новый | прот. | новый | прот. | новый | |||||||
| К2, ΙΟ-12!? | К2, 10'12м2 | К2,10’|2м2 | К2,10'12м2 | К.2, 10’12 м2 | К2,10‘ м2 | К2, 10’12 м2 | К2, 10'2 м2 | ||||||||||
| 1 | 2,3 | 1,98 | 2,3 | 1,98 । 2,41 j 1,98 | 2,9 | ί 1,98 | 3,5 | 1,98 | 4,2 | 1,98 | 4,9 | | 1,98 | 6,08 | 1,98 | ||
| 2 | 2,3 | 1,98 | 2,39 | 1,98 | 3,07 | 1,98 | 3,65 | 1,98 | 4,2 | 1,98 | 4,8 | 1,98 | 5,9 | 1,98 | J 6,08 | 1,98 |
| 3 | 2,69 | 1,98 | 3,0 | 1,98 | 3,81 | 1,98 | 4,49 | 1,98 | 4,9 | 1.98 | 5,5 | 1,98 | 6,08 | 1.98 | 6,08 | 1.98 |
| 4 | 3,4 | 1,98 | 3,82 | 1,98 | 4,53 | 1,98 | 5,3 | 1,98 | 5,8 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 2.12 | 6,08 | 2.45 |
| 5 | 3,99 | 1,98 | 4,45 | 1,98 | 5,1 | 1,98 | 5,7 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 2,95 | 6,08 | 2,74 |
| 6 | 4,7 | 1,98 | 5,3 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 3,5 | 6,08 | 2,8 |
| 7 | 5,5 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 3,5 | 6,08 | 2,8 |
| 8 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 3,5 | 6,08 | 2.8 |
| 9 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 3,5 | 6,08 | 2’8 |
| 10 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 1,98 | 6,08 | 3,5 | 6,08 | 2,8 |
- 4 035685
Таблица 6
Давление закачки воды в пористую среду, насыщенную водой с минерализацией 150 мг-экв/л. атм.
| Часы | 0,25 | 0,5 | 1.0 | 2,0 | 3 | ,0 | 4,0 | 5,0 | 6,0 | |||||||
| прот. | новый | прот. | новый | прот. | | новый | прот. | | новый | прот. | ] новый | прот. | новый | прот. | новый | прот. | новый | |
| К2, 10’12 м2 | К2, 1О‘|2м2 | К2, 10'12м2 | к2, К | У12 м2 | к2,к | У12 м2 | К2,1С | Г12 м2 | к2,1( | У12 м2 | К.2,1О‘)2 м2 | |||||
| 1 | 1,2 | 0,96 | 1,2 | 0,96 | 1,35 | ; 0,96 | ! 1,81 | 0,96 | 2,3 | 0,96 | 3,01 | 0,96 | 3,5 | 0,96 | 4.9 | 0.96 |
| 2 | 1,2 | 0,96 | 1,3 | 0,96 | 1,92 | ! 0,96 | 2,3 1 | 0,96 | 3,01 | 0.96 | 3,53 | 0,96 | 4,25 | 0,96 | 5.3 | 0.96 |
| э | 1.6 | 0,96 | 1,8 | 0,96 | 2.54 | i 0,96 | 2,92 | 0,96 | 3,55 | 0.96 | 4.2 | 0.96 | 5,0 | 0.96 | 5.9 | 0.96 |
| 4 | 2,23 | 0,96 | 2,56 | 0,96 | 3,2 | 0,96 | 3,53 | 0,96 | 4,31 | 0,96 | 4,93 | 0,96 | 5,66 | 0,96 | 6,08 | 0,96 |
| 5 | 2,81 | 0,96 | 3,22 | 0,96 | 3,85 | 0,96 | 4,36 | 0,96 | 5,2 | 0,96 | 5,6 | 0,96 | 6,08 | 1,2 | 6,08 | 1,35 . |
| 6 | 3,6 | 0.96 | 4,02 | 0,96 | 4,8 | 0,96 | 5,22 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 1,5 | 6,08 | 2,22 |
| 7 | 4,5 | 0,96 | 4,53 | 0,96 | 5,6 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 2,0 | 6,08 | 2,35 |
| 8 | 5,2 | 0,96 | 5,3 | 0,96 | 6,08 | ! 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 2,2 | 6,08 | 2,37 |
| 9 | 5,7 | 0,96 | 5,7 | 0,96 | 6,08 | ί 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | i 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 2,2 | 6,08 | 2,37 |
| 10 | 6,08 | ' 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | : о,9б | 6,08 | 0,96 | 6,08 | ! 0,96 | 6.08 | 0,96 | 6,08 | 2,2 | 6.08 | 2,37 ' |
| 11 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 2,2 | 6,08 | 2,37 |
| 12 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | ί 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 0,96 | 6,08 | 2,2 | 6,08 | 2’37 |
| Часы 1 2 3 4 5 6 7 | 0, прот. к2,1( 0,4 0,4 1,0 1,7 3,15 3,91 | 25 новый У12м2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 | Давлен 0 прот. К2, 1( 0,4' , 0,48 ! 1,2 1 2.02 ί 2>71 3,55 4,12 | ие закачт ,5 новый У12 м2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 | СИ ВОДЫ 1 1 прот. к2, 1 0.63 1,23 1,85 2,57 3,2 3,82 4,64 | з порист; ,0 новый 0-12м 1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 | ую средл ι 2 прот. К2, 1( 1,0 1,46 2,13 2,8 3,63 4,31 5.2 | . насыпь .0 i новый У12 м2 0,2' 0,2 0,2 0,2 0,2 1 0,2 | гнную вс прот. К2, 1( 1,61 2,2 2,67 3,33 4,04 4,86 5,55 | )ДОЙ с мт ,0 1 новый У12м2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 | шерализ прот. К2,1С 2,22 2,77 3,25 4.0 4,77 5,37 6,08 | а> щей 1; Д__ j новый >‘12 м2 ί 0,2 0,2 0.2 0.2 0,2 0,2 0.2 | 80 мг-эк! 5 прот. К2,1( 2,63 3,21 3,77 4,42 5,3 6,08 6,08 | Т з/л, атм. ,0 новый У12м2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,27 0,45 | аблица7 6,0 прот. новый К2,10’12м2 3,1 0,2 3,9 0,2 4,5 0,2 5,25 0,2 6,08 0.2 6,08 1 0.34 6,08 ' 0.52 | |
| 8 | 4,5 | 0,2 | 4,75 | 0,2 | 5 4 | 0,2 | 5,7 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,5 | 6,08 : | 0.57 |
| 9 | 5,1 | 0,2 | 5,1 | 0,2 | 5,77 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,5 | 6,08 | 0,57 |
| 10 | 5,5 | 0,2 | 5,7 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,5 | 6,08 | 0,57 |
| И | 5,9 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,5 | 6,08 | 0,57 |
| 12 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,2 | 6,08 | 0,5 | 6,08 ; | 0,57 |
После закачки новой композиции в обводненную пористую среду вода, закачиваемая следом под высоким давлением (в нашем эксперименте 5-6 атм), вымывает небольшое количество образовавшихся солей, и в конечном итоге проницаемость пористой среды незначительно растет до определенного времени, а затем стабилизируется (табл. 6, 7). Это позволяет лучше охватывать воздействием нефтеносные зоны с низкой проницаемостью и обеспечивается увеличение объема вытесняемой из этих зон остаточной нефти.
Таблица 8
| Жесткость | Давление воды, закачанной в пористую среду после оторочки композиции, атм. | |||||
| 0,25 | 1___________ 5 J | L......................6 | ||||
| количество вытесняемой остаточной нефти, % | ||||||
| прот. | новый | прот. | новый | прот. | новый | |
| 40 | 5,5 | 7,5 | 0 | 4,9 | 0 | 4 |
| 70 | 8,3 | 11,5 | 0 | 6,2 | 0 | 5,1 |
| 100 | 12,2 | 15,0 | 2 | 9,82 | 1 | 8,3 |
| 150 | 17,1 | 19,5 | 3,2 | 16,7 | 2,7 | 14,8 |
| 180 | 20,5 | 23,1 | 5,7 | 21,3 | 4 | 24 |
При активности и высокой активности остаточной нефти в порах обводненного пласта закачка водного раствора щелочей или ощелаченной воды в подобные пласты является более эффективной.
Для проведения следующих экспериментальных исследований 5% осадкообразующей композиции, показанной в предложенном способе, добавляется к морской воде, при этом содержащиеся в воде ионы Ca2+ и Mg2+ полностью оседают. Затем вода отфильтровывается с помощью фильтровальной бумаги и полностью очищается от осадка, в результате образуется ощелаченная вода. Ощелаченная пластовая вода получается в такой же последовательности.
Сохраняя условия проведения исследования такими же, как в опыте 4, закачиваемая после оторочки композиции под разными давлениями в обводненную пористую среду с остаточной нефтью вода была заменена ощелаченной морской или пластовой водой (в данном исследовании использована высокоактивная нефть с числом кислотности 2 мг КОН/г). Полученные результаты приведены в табл. 9.
Как видно из таблицы, в результате закачки в пласт после оторочки композиции ощелаченной воды можно вытеснить больше остаточной нефти по сравнению с обычной водой. Это можно обосновать тем, что ощелаченная вода, лучше смачивая низкопроницаемые зоны с остаточной нефтью, облегчает вытеснение нефти из пор пласта.
- 5 035685
Таблица 9
| Жесткость | Давление ощелаченной воды, закачанной в пористую среду после оторочки композиции, атм | |||||
| 0,25 | L 5 __________I | 6' | ||||
| количество вытесняемой остаточной нефти,% | ||||||
| прот. | новый | прот. | новый | прот. | новый | |
| 40 | 11,2 | 12,9 | 1,5 | 6,3 | 0.9 | 6 |
| 70 | 13 | 14,5 | 1,9 | 9 | 1,5 | 7,8 |
| 100 | 19,8 | 21,7 | 3,9 | 12,5 | 3 | 10 |
| _____150 | 22,5 | 24,3 | 4.5 | 18,3 | 3,7 | 17,1 |
| 180 | 30 | 32 , 1 | 6,2 | 23,7 | 5 | 22,2 |
Для применения способа в промысловых условиях должны быть выполнены следующие исследования и мероприятия:
1) отбирается проба пластовой воды из исследуемого участка и проводится анализ ее состава;
2) сначала посредством нагнетательных скважин в пласт закачивается низкоминерализированная или пресная вода, затем в качестве оторочки закачивается новая осадкообразующая композиция, которая продвигается по пласту закачанной следом водой;
3) если нефть обводненного пласта обладает высокой активностью, то в пласт посредством нагнетательной скважины предварительно закачивается низкоминерализированная или пресная вода, затем оторочка осадкообразующей композиции, которая продвигается по пласту закачиваемой следом ощелаченной морской или пластовой водой.
Для получения ощелаченной морской воды в промысловых условиях в специальный резервуар собирается морская или пластовая вода. Затем в морскую или пластовую воду добавляется осадкообразующая композиция в рассчитанном объеме. Через определенный промежуток времени (приблизительно через 1 ч) очищенная от осадка вода (ощелаченная вода) закачивается в пласт, как указано в п.3.
Использованная литература
1. Патент РФ № 2043494, МКИ6 Е21В 43/32, 33/138; 1992.
2. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, 165 с.
3. Патент № 030225 EA, Е21В 43/22, СО9К 8/68, 2018 (прототип).
4. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Е.М. Физико-химические процессы в нефтегазовых месторождениях. - М.: Недра, 1984, 215 с.
5. Кязимов Ф.К. Исследование вытеснения нефти с щелочными системами и разработка рациональной технологии извлечения остаточной нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Баку-2004, 22 с.
Claims (2)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ разработки обводненного пласта, включающий закачку оторочки осадкообразующей композиции, состоящей из соли натрия, изопропилового спирта и пресной воды, с последующим продвижением ее по пласту закачиваемой водой, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают низкоминерализированную или пресную воду, при этом осадкообразующая композиция дополнительно содержит полиакрилат натрия, а в качестве соли натрия карбонат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбонат натрия - 5; изопропиловый спирт - 0,3; полиакрилат натрия - 0,1; пресная вода - остальное.
- 2. Способ разработки обводненного пласта по п.1, отличающийся тем, что после закачки оторочки осадкообразующей композиции в пласт закачивают ощелаченную морскую или пластовую воду.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900190A EA035685B1 (ru) | 2019-04-03 | 2019-04-03 | Способ разработки обводненного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900190A EA035685B1 (ru) | 2019-04-03 | 2019-04-03 | Способ разработки обводненного пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900190A1 EA201900190A1 (ru) | 2020-07-23 |
| EA035685B1 true EA035685B1 (ru) | 2020-07-24 |
Family
ID=71833534
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900190A EA035685B1 (ru) | 2019-04-03 | 2019-04-03 | Способ разработки обводненного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA035685B1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4690971A (en) * | 1985-03-05 | 1987-09-01 | Allied Colloids Limited | Water absorbing polymers |
| RU2069260C1 (ru) * | 1994-02-14 | 1996-11-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
| RU2083809C1 (ru) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| EA030225B1 (ru) * | 2017-04-13 | 2018-07-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки обводненного пласта |
-
2019
- 2019-04-03 EA EA201900190A patent/EA035685B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4690971A (en) * | 1985-03-05 | 1987-09-01 | Allied Colloids Limited | Water absorbing polymers |
| RU2069260C1 (ru) * | 1994-02-14 | 1996-11-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Способ увеличения нефтеотдачи пластов |
| RU2083809C1 (ru) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| EA030225B1 (ru) * | 2017-04-13 | 2018-07-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки обводненного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900190A1 (ru) | 2020-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2012012235A1 (en) | Oil recovery process for carbonate reservoirs | |
| RU2338768C1 (ru) | Реагент для изоляции притока пластовых вод | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| EA035685B1 (ru) | Способ разработки обводненного пласта | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| Fjelde | Sulfate in Rock Samples from Carbonate Reservoirs | |
| RU2312880C1 (ru) | Стабилизатор коллекторских свойств нефтяного пласта | |
| EA030225B1 (ru) | Способ разработки обводненного пласта | |
| RU2314332C1 (ru) | Реагент для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и способ с его использованием | |
| RU2323243C1 (ru) | Твердый реагент для кислотной обработки скважины и способ кислотной обработки скважины, преимущественно водозаборной | |
| RU2302518C2 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2213216C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2291959C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2087677C1 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании | |
| EA042822B1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта | |
| RU2716070C1 (ru) | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав | |
| RU2269563C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны скважин карбонатного пласта | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2693056C1 (ru) | Способ реагентной обработки скважины | |
| RU2274740C1 (ru) | Способ добычи нефти из пласта | |
| RU2136869C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2382186C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| RU2186197C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважинах, обводненных подошвенной водой, слабоконцентрированными растворами полимеров акрилового ряда | |
| RU2097543C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM |