RU2061856C1 - Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами - Google Patents
Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2061856C1 RU2061856C1 SU5050101A RU2061856C1 RU 2061856 C1 RU2061856 C1 RU 2061856C1 SU 5050101 A SU5050101 A SU 5050101A RU 2061856 C1 RU2061856 C1 RU 2061856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- water
- injection
- permeability
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 38
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 11
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical class N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 18
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- -1 aluminum salt-urea-water Chemical compound 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами. При температуре пласта 70-90oС или в результате предварительного нагрева пласта до этой температуры в него закачивают водный раствор карбамида и соли алюминия, с концентрациями, обеспечивающими образование непосредственно в пласте объемного геля. 4 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений физико-химическими методами с использованием теплового воздействия и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Существуют методы селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта путем образования в пласте свободно- или связнодисперсных систем, таких как золи, эмульсии, пены и пр. Все эти методы базируются на последовательной закачке оторочек химреагентов с расчетом на их смешение в определенном месте пласта, что оказалось малоуспешным в промысловых экспериментах [3]
Известен способ выравнивания проницаемости неоднородного пласта путем образования в высокопроницаемых зонах геля кремниевой кислоты за счет закачки в пласт кремнийорганических реагентов. В этом случае процесс воздействия по толщине пласта становится регулируемым, охват тепловым воздействием увеличивается и соответственно увеличивается нефтеотдача [2]
Недостатком способа является образование в пласте хрупкого геля конденсационно-кристаллизационной структуры, что определяет необходимость частых повторных обработок для восстановления селективной блокады. Кроме того, закачиваемый химреагент однофункционален и не создает побочных положительных эффектов, что явно недостаточно для современной практики разработки месторождений.
Известен способ выравнивания проницаемости неоднородного пласта путем образования в высокопроницаемых зонах геля кремниевой кислоты за счет закачки в пласт кремнийорганических реагентов. В этом случае процесс воздействия по толщине пласта становится регулируемым, охват тепловым воздействием увеличивается и соответственно увеличивается нефтеотдача [2]
Недостатком способа является образование в пласте хрупкого геля конденсационно-кристаллизационной структуры, что определяет необходимость частых повторных обработок для восстановления селективной блокады. Кроме того, закачиваемый химреагент однофункционален и не создает побочных положительных эффектов, что явно недостаточно для современной практики разработки месторождений.
Наиболее близким к заявляемому является способ изоляции водонасыщенных пластов в эксплуатационных скважинах и выравнивания фронта нагнетания воды в нагнетательных скважинах, включающий закачку карбамида и солей алюминия, способных при указанных условиях образовывать нерастворимые осадки (в виде хлопьев) в результате взаимодействия с продуктами разложения карбамида [3] Получаемые осадки или хлопья способны закупоривать поры породы-коллектора, однако указанный способ не обеспечивает достаточного снижения проницаемости породы-коллектора по воде, кроме того в этом случае изоляция не является селективной, так как снижается проницаемость коллектора как по воде, так и по нефти.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием путем селективной изоляции высокопроницаемых пластов или пропластков.
Поставленная цель достигается тем, что при разработке нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами или пропластками, в пласт закачивают водный раствор с содержанием карбамида 5 30 мас. и соли алюминия 2,8 17 мас. (гелеобразующая система ГАЛКА), образующий объемный гель непосредственно в пласте, причем температура на забое скважины, в которую закачивается раствор, не должна быть выше 90oС, а при закачке раствора в добывающую скважину не ниже 70oС. В случае, когда закачка водного раствора соли алюминия и карбамида производится при температуре на забое скважины ниже 70oС необходим предварительный нагрев пласта до температуры выше 70oС.
Возможность увеличения охвата пластов путем селективной изоляции высокопроницаемых пластов основана на свойствах системы соль алюминия - карбамид вода в указанном диапазоне концентраций и при определенных соотношениях компонентов непосредственно в пористой среде образовывать гель, являющийся псевдопластичным телом с резко выраженной тиксотропией. Образование геля приводит к снижению подвижности воды в водо- и нефтенасыщенных образцах породы-коллектора в 4 36 раз, при этом подвижность нефти превышает подвижность воды или находится на одном уровне.
Показано, что время гелеобразования практически не зависит от концентрации соли алюминия, а в основном определяется температурой и соотношением концентраций соли алюминия и карбамида в гелеобразующем растворе. Растворы соли алюминия без карбамида гелей и золой не образуют. В таблице 1 приведены типичные результаты, указывающие на отсутствие влияния кратности разбавления на время гелеобразования для серии растворов, полученных из исходного гелеобразующего раствора состава: 30 мас. АlСl3•6Н2O (16,6 мас. AlCl3 в расчете на безводный AlCl3) + 30 мас. CO(NH2)2+ 40 маc. Н2О, последовательным разбавлением вдвое каждого раствора сеноманской водой. Температура опыта 70oС.
Cогласно результатам опытов, время гелеобразования это время, начиная с которого очень быстро, в течение нескольких минут, сразу во всем объеме раствора образуется гель.
Температуры 70 90oС являются оптимальными в технологических приемах реализации заявляемого способа (табл. 2).
Способ осуществляется с использованием как естественной тепловой энергии горных пород (начальная температура пласта не ниже 70oС), так и внесенной в пласт или генерированной в пласте тепловой энергии.
При использовании только естественной тепловой энергии горных пород и применении методов разработки, понижающих пластовую температуру ниже 70oС (например, нагнетание ненагретой воды), закачка гелеобразующего раствора производится в нагнетательную скважину перед основным методом воздействия. Если возникает потребность в блокаде высокопроницаемых зон в процессе разработки, то перед введением в пласт гелеобразующего раствора необходимы операции по повышению температуры до 70 90oС в объеме установки блокировочного экрана. Это может быть закачка нагретой воды, пара, окислителя, хим. реагентов и пр.
Способ предполагает многообразие комбинаций закачки агентов и реализуется в одной из модификаций следующим образом.
Любым известным способом создается тепловая оторочка и перемещается в пласт на проектное расстояние. Это может быть закачка в пласт горячей воды, пара, воздуха и воды (внутрипластовое горение). Перемещение созданной тепловой оторочки может осуществляться ненагретой или нагретой водой, водовоздушной смесью, углеводородными газами и пр. Затем в пласт закачивают гелеобразующий раствор указанного состава. Все операции проводятся в нагнетательной скважине. Продолжительность стадии нагнетания гелеобразующего раствора определяется по факту выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, снижения обводненности продукции добывающих скважин, увеличения давления нагнетания. После этого вновь переходят на режим перемещения тепловой оторочки. Ограничение по температуре в 90oС на забое нагнетательной скважины объясняется необходимостью подвергнуть селективной блокаде продолжительную зону высокопроницаемого пласта, поскольку при более высокой температуре время гелеобразования резко сокращается, и объем блокады может ограничиться призабойной зоной (табл. 2).
Возможно нагнетание гелеобразующего раствора перед тепловым воздействием. Объем нагнетания раствора распределяется по пластам пропорционально их проницаемостям. В этом случае целесообразно использовать нестационарный режим фильтрации, когда распределение объема раствора по пластам пропорционально квадратам проницаемостей. При последующем тепловом воздействии вследствие тепловой интерференции пластов произойдет образование геля преимущественно в высокопроницаемой зоне и выравнивание проницаемостей по толщине залежи. Объемы нагнетания раствора на 1 м толщины пласта определяются экспериментально, исходя из конкретных физико-химических свойств коллектора и насыщающих флюидов.
При прорывах теплового фронта к добывающей скважине резко возрастает обводненность продукции, снижается эффективность использования в пласте тепловой энергии и возникают сложности с эксплуатацией скважинного оборудования.
Поэтому целесообразен временный перевод скважины под нагнетание гелеобразующего раствора. Продолжительность этой стадии определяется объемом блокирующего экрана, позволяющим снизить обводненность и выровнять профиль притока к скважине. Интервал температур 70 90oС, при котором необходимо осуществлять закачку раствора, определяется из соображений постановки экрана в некотором отдалении от скважины. Оптимальный интервал температур определен экспериментально (табл.2) и отвечает условиям поставленной задачи.
Аналогичную операцию можно проводить при циклических тепловых обработках добывающих скважин после первого цикла термообработки. Экспериментальное обоснование способа проводилось на линейных насыпных и составных моделях пласта из природного кернового материала при температурах 70 90oС. Показано, что гель снижает проницаемость породы по жидкости в 4 35 раз, причем степень снижения проницаемости тем больше, чем выше исходная проницаемость породы, которую она имела до формирования в ней геля, при этом проницаемость породы по нефти превышает проницаемость по воде или находится на одном уровне. В тех же условиях прототип снижает проницаемость породы и по воде, и по нефти в 2 раза. То есть эффективность заявляемого способа существенно выше, чем прототипа.
Изучение нефтевытесняющих свойств проводилось на фильтрационной установке УИПК-1M с использованием природного кернового материала в условиях доотмыва нефти и первичного вытеснения на неоднородных моделях пласта, состоящих из двух параллельных колонок с общим входом и раздельным выходом, с проницаемостью в пределах от 0,064 до 0,880 мкм. Проницаемости колонок различались в 2,5 6 раз.
В условиях доотмыва остаточной нефти из неоднородной модели пласта гелеобразующая система ГАЛКА входила преимущественно в высокопроницаемую колонку (в соотношении 15 1), в результате подвижность воды при фильтрации через эту колонку снизилась в 5 раз, что привело к перераспределению фильтрационных потоков и довытеснению остаточной нефти из низкопроницаемой колонки. В результате коэффициент вытеснения нефти по низкопроницаемой колонке увеличился с 22 до 63% а в целом по неоднородной модели пласта с 51 до 68% то есть на 17%
В опыте по первичному вытеснению нефти объемы закачки гелеобразующей системы ГАЛКА в колонки с более высокой и более низкой проницаемостью находились в соотношении 2,8 1. Это привело к выравниванию профиля приемистости модели, и объемы воды, закачанной после гелеобразующей композиции, находились в соотношении 1,25 1. В результате были достигнуты высокие коэффициенты вытеснения 71,2 и 79,9% в целом по модели 75,1% Следует отметить, что по более низкопроницаемой колонке был достигнут больший коэффициент вытеснения.
В опыте по первичному вытеснению нефти объемы закачки гелеобразующей системы ГАЛКА в колонки с более высокой и более низкой проницаемостью находились в соотношении 2,8 1. Это привело к выравниванию профиля приемистости модели, и объемы воды, закачанной после гелеобразующей композиции, находились в соотношении 1,25 1. В результате были достигнуты высокие коэффициенты вытеснения 71,2 и 79,9% в целом по модели 75,1% Следует отметить, что по более низкопроницаемой колонке был достигнут больший коэффициент вытеснения.
Эффективность предлагаемого способа апробирована в промысловых условиях на опытных участках пласта Ю1 Ершового, Лаc-Егaнского и Нивагальского месторождений Западной Сибири при температурах на забое скважины 72, 80, 90oС.
Пример 1. В нагнетательную скважину 2770 пласта Ю1 Нивагальского месторождения с пластовой температурой 90oС закачивают 50 тонн водного раствора алюминия хлористого и карбамида с концентрациями 4 мас. и 16 мас. соответственно. Раствор готовят путем растворения 2 т АlСl33 безводного и 7,5 т карбамида в 40,5 т закачиваемой воды. После этого в скважину закачивают 100 т воды и останавливают закачку для образования геля непосредственно в пласте. Через 3 суток продолжают нагнетание воды. В результате происходит снижение обводненности продукции и увеличение дебитов по нефти добывающих скважин 2213, 2237, 2238, 3078, гидродинамически связанных с нагнетательной (фиг. 3,4).
Показано, что для реализации способа в промысловых условиях обводненность продукции добывающих скважин снижается на 5-53% увеличиваются дебиты нефти по добывающим скважинам (фиг. 1-4). Продолжительность эффекта превышает год, без дополнительных закачек гелеобразующей системы.
Таким образом, предлагаемый способ приводит к увеличению охвата неоднородного пласта заводнением, селективной изоляции высокопроницаемых пластов, выравниванию профиля приемистости и увеличению нефтеотдачи неоднородных пластов. Способ может быть использован как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождений. ЫЫЫ2 ТТТ1 ТТТ2
Claims (1)
- Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами, включающий закачку в пласт водных растворов карбамида и соли алюминия, отличающийся тем, что при температуре пласта 70-90oС или путем предварительного нагрева пласта до этой температуры в него закачивают водный раствор карбамида и соли алюминия с концентрациями, обеспечивающими образование непосредственно в пласте объемного геля.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5050101 RU2061856C1 (ru) | 1992-06-30 | 1992-06-30 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5050101 RU2061856C1 (ru) | 1992-06-30 | 1992-06-30 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2061856C1 true RU2061856C1 (ru) | 1996-06-10 |
Family
ID=21608219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5050101 RU2061856C1 (ru) | 1992-06-30 | 1992-06-30 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2061856C1 (ru) |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2143551C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2143550C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2195548C1 (ru) * | 2001-07-16 | 2002-12-27 | Поляков Владимир Николаевич | Способ разработки обводненной нефтяной залежи (варианты) |
| RU2209947C1 (ru) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
| RU2209946C1 (ru) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Способ системной разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии |
| RU2270229C1 (ru) * | 2004-08-24 | 2006-02-20 | Елена Владимировна Григулецкая | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2293214C2 (ru) * | 2005-01-25 | 2007-02-10 | Иван Яковлевич Клюшин | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины |
| RU2319829C2 (ru) * | 2005-10-03 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2399758C1 (ru) * | 2009-10-05 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2403383C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2406746C1 (ru) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Термотропный гелеобразующий состав |
| RU2410406C1 (ru) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления |
| RU2428451C2 (ru) * | 2009-11-25 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛеЛ" | Гелеобразующий состав |
| RU2454698C2 (ru) * | 2007-09-07 | 2012-06-27 | Нью Инвайронментал Текнолоджи Гмбх | Способ и устройство для непрерывной обработки загрязненных жидкостей |
| RU2467165C2 (ru) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
| RU2475635C1 (ru) * | 2011-07-06 | 2013-02-20 | Владимир Витальевич Муляк | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2614827C2 (ru) * | 2010-10-04 | 2017-03-29 | Винтерсхол Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
| RU2823953C1 (ru) * | 2023-07-03 | 2024-07-30 | Роман Алексеевич Саблин | Способ определения периода циклического воздействия при разработке месторождения углеводородов в условиях изменяющейся проницаемости |
-
1992
- 1992-06-30 RU SU5050101 patent/RU2061856C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Патент США N 4175618, кл. Е 21 В 43/22, опублик. 1979. 2. Патент США N 4215001, кл. Е 21 В 43/27, опублик. 1988. 3. Патент США N 3195630, кл. 166-30, опублик. 1955. * |
Cited By (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2143550C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2143551C1 (ru) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2195548C1 (ru) * | 2001-07-16 | 2002-12-27 | Поляков Владимир Николаевич | Способ разработки обводненной нефтяной залежи (варианты) |
| RU2209947C1 (ru) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Способ системной циклической разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
| RU2209946C1 (ru) * | 2002-11-27 | 2003-08-10 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Способ системной разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии |
| RU2270229C1 (ru) * | 2004-08-24 | 2006-02-20 | Елена Владимировна Григулецкая | Состав для повышения нефтеотдачи |
| RU2293214C2 (ru) * | 2005-01-25 | 2007-02-10 | Иван Яковлевич Клюшин | Способ воздействия на призабойную зону скважины на месторождении углеводородов с подошвенной водой и добычи нефти и воды насос-компрессорами с раздельным приемом для бесконусной эксплуатации скважины |
| RU2319829C2 (ru) * | 2005-10-03 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2454698C2 (ru) * | 2007-09-07 | 2012-06-27 | Нью Инвайронментал Текнолоджи Гмбх | Способ и устройство для непрерывной обработки загрязненных жидкостей |
| RU2406746C1 (ru) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Термотропный гелеобразующий состав |
| RU2399758C1 (ru) * | 2009-10-05 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2428451C2 (ru) * | 2009-11-25 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛеЛ" | Гелеобразующий состав |
| RU2410406C1 (ru) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления |
| RU2403383C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2614827C2 (ru) * | 2010-10-04 | 2017-03-29 | Винтерсхол Холдинг ГмбХ | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений |
| RU2467165C2 (ru) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
| RU2475635C1 (ru) * | 2011-07-06 | 2013-02-20 | Владимир Витальевич Муляк | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2610958C1 (ru) * | 2016-03-24 | 2017-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2823953C1 (ru) * | 2023-07-03 | 2024-07-30 | Роман Алексеевич Саблин | Способ определения периода циклического воздействия при разработке месторождения углеводородов в условиях изменяющейся проницаемости |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2061856C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами | |
| US4330037A (en) | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir | |
| Gdanski | Kinetics of the primary reaction of HF on alumino-silicates | |
| US4232740A (en) | High temperature stable sand control method | |
| RU2066744C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| CA1182392A (en) | Unplugging brine-submerged perforations in a well | |
| US5314019A (en) | Method for treating formations | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| McLeod et al. | The use of alcohol in gas well stimulation | |
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| USRE35891E (en) | Process for increasing near-wellbore permeability of porous formations | |
| US5358565A (en) | Steam injection profile control agent and process | |
| US3438443A (en) | Silica-dissolution prevention in oil recovery | |
| NL8401385A (nl) | Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen uit een ondergrondse formatie. | |
| US5058681A (en) | Method of improving premeability of fines-containing hydrocarbon formations by steam injection | |
| Dovan et al. | Development of a new aluminum/polymer gel system for permeability adjustment | |
| RU2065031C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US4903769A (en) | Method of controlling permeability damage of hydrocarbon formations during steam injection using bicarbonate ions and sources of ammonia | |
| US5257664A (en) | Steam injection profile control agent and process | |
| US5358564A (en) | In-situ cementation for profile control | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| US5211233A (en) | Consolidation agent and method | |
| RU2061854C1 (ru) | Способ выработки из переходных нефтяных залежей | |
| US3662831A (en) | Method for sealing earth formations |