RU2080450C1 - Method for isolation of brine water inflow - Google Patents
Method for isolation of brine water inflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2080450C1 RU2080450C1 RU95110849A RU95110849A RU2080450C1 RU 2080450 C1 RU2080450 C1 RU 2080450C1 RU 95110849 A RU95110849 A RU 95110849A RU 95110849 A RU95110849 A RU 95110849A RU 2080450 C1 RU2080450 C1 RU 2080450C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calcium chloride
- solution
- water
- polybasic acid
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам изоляции притока пластовых вод с применением дисперсных наполнителей. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for isolating the influx of formation water using dispersed fillers.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в пласт суспензии бентонитовой глины в воде и жидкости-носителя, в качестве которой используют раствор полимера [1] Недостатком способа является низкая эффективность на неоднородных пластах, находящихся на поздних стадиях разработки, обусловленная ограниченной фильтруемостью дисперсного наполнителя и объем пласта и кольматацией перфорированного интервала. Способ не применим на пластах с зональной неоднородностью. A known method of isolating the influx of formation water, including injecting into the formation a suspension of bentonite clay in water and a carrier fluid, which is used as a polymer solution [1] The disadvantage of this method is the low efficiency on heterogeneous formations that are in the late stages of development, due to the limited filterability of dispersed filler and the volume of the formation and the mudding of the perforated interval. The method is not applicable on formations with zonal heterogeneity.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в пласт 0,05-2%-ной суспензии сажи, талька или каолина и жидкости-носителя, в качестве которой используют водный раствор НПАВ и лигносульфоната. Способ обеспечивает закупорку или снижение проницаемости водопромытых интервалов в прискважинной зоне пласта (ПЗП) [2] Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на коллекторах с зональной неоднородностью и трещиноватых коллекторах. Это обусловлено малой глубиной проникновения дисперсного наполнителя в объем пласта и, как следствие, невозможностью кольматировать трещины и высокопроницаемые интервалы в объеме пласта. Способ не позволяет ликвидировать или ограничить вертикальные внутрипластовые перетоки нагнетаемой воды в интервале, охваченном воздействием, что связано с неравномерностью распределения дисперсного наполнителя вдоль линии нагнетания. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of isolating the influx of formation water, which includes injecting into the formation a 0.05-2% suspension of soot, talc or kaolin and a carrier fluid, which is used as an aqueous solution of nonionic surfactants and lignosulfonate. The method provides for blocking or reducing the permeability of water-washed intervals in the near-wellbore zone of the formation (PZP) [2] The main disadvantage of this method is the low efficiency when used on reservoirs with zonal heterogeneity and fractured reservoirs. This is due to the small penetration depth of the dispersed filler into the reservoir volume and, as a consequence, the inability to clog cracks and highly permeable intervals in the reservoir volume. The method does not allow to eliminate or limit the vertical in-situ flows of injected water in the interval covered by the impact, which is associated with the uneven distribution of dispersed filler along the injection line.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в изоляции притока пластовых вод и выравнивании профиля приемистости нагнетательных и добывающих скважин, достигаемом путем последовательной закачки в пласт 0,05-2% -ной суспензии дисперсного наполнителя, например, сульфата кальция, технического углерода или диоксида кремния, с помощью жидкости-носителя, в качестве которой используют водный 0,1-20% -ный раствор соли многоосновной кислоты (СМК) с одновалентным катионом, таким как сульфат аммония или силикат натрия, и дополнительной закачки раствора хлорида кальция при соотношении реагирующих веществ 1-(0,5-2,0). The essence of the proposed technical solution is to isolate the inflow of formation water and equalize the injectivity profile of injection and production wells, achieved by sequentially injecting a 0.05-2% suspension of dispersed filler, for example, calcium sulfate, carbon black or silicon dioxide, into the formation using carrier fluid, which is used as an aqueous 0.1-20% solution of a salt of a polybasic acid (SMC) with a monovalent cation, such as ammonium sulfate or sodium silicate, and an additional order hibernation calcium chloride solution at a ratio of reactants 1- (0.5-2.0).
Эффективность разработанного способа обусловлена протеканием в пласте следующих процессов. В результате закачки суспензии дисперсный наполнитель с помощью жидкости-носителя проникает в поры и трещины пласта, обеспечивая их закупорку. После этого он перестает фильтроваться, что сопровождается снижением скорости фильтрации закачиваемой суспензии. Жидкость-носитель распространяется вглубь пласта в пропластки и зоны максимальной проницаемости. The effectiveness of the developed method is due to the following processes in the reservoir. As a result of the injection of the suspension, the dispersed filler penetrates into the pores and fractures of the formation with the help of a carrier fluid, ensuring their blockage. After that, it ceases to be filtered, which is accompanied by a decrease in the filtration rate of the injected suspension. The carrier fluid extends inland into the interlayers and zones of maximum permeability.
Раствор хлорида кальция, закачиваемый после суспензии, частично фильтруется в те же высокопроницаемые водонасыщенные поры и трещины вслед за жидкостью-носителем и реагирует с СМК. Другая часть раствора проникает в переходные менее проницаемые водо-нефтяные интервалы, создавая избыточное давление, что способствует дополнительному вытеснению нефти. Далее в процессе фильтрации раствор хлорида кальция обходит участки пласта, закольматированные дисперсным наполнителем и проникает в зоны, насыщенные жидкостью-носителем. В результате реакции между солью многоосновной кислоты и хлоридом кальция, в соответствии, например с уравнениями 1-3, выпадают осадки, которые закупоривают более мелкие трещины и поры. The calcium chloride solution injected after the suspension is partially filtered into the same highly permeable water-saturated pores and cracks after the carrier fluid and reacts with the SMC. Another part of the solution penetrates the transition less permeable water-oil intervals, creating excessive pressure, which contributes to the additional displacement of oil. Then, during the filtration process, the calcium chloride solution bypasses the areas of the reservoir that are sealed with dispersed filler and penetrates into the zones saturated with the carrier fluid. As a result of the reaction between the polybasic acid salt and calcium chloride, in accordance with, for example, equations 1-3, precipitation occurs which clogs smaller cracks and pores.
(NH4)2SO4 + CaCl2 CaSO4 + 2 NH4Cl (1)
Na2SiO3 + CaCl2 CaSiO3 + 2 NaCl (2)
2Na3PO4 + 3CaCl2 Ca3(PO4)2 + 6NaCl (3)
Это создает дополнительное сопротивление нагнетаемой воде и позволяет добиться эффективного перераспределения фильтрационных потоков. Некоторое количество соли многоосновной кислоты проникает в наиболее удаленные зоны пласта, где реагирует с соединениями кальция и магния, содержащимися в минерализованной воде, и закачиваемом хлоридом кальция также с образованием нерастворимых осадков.(NH 4 ) 2 SO 4 + CaCl 2 CaSO 4 + 2 NH 4 Cl (1)
Na 2 SiO 3 + CaCl 2 CaSiO 3 + 2 NaCl (2)
2Na 3 PO 4 + 3CaCl 2 Ca 3 (PO 4 ) 2 + 6NaCl (3)
This creates additional resistance to the injected water and allows for efficient redistribution of the filtration flows. A certain amount of polybasic acid salt penetrates into the most remote zones of the formation, where it reacts with calcium and magnesium compounds contained in mineralized water and injected with calcium chloride also with the formation of insoluble sediments.
Таким образом, в результате кольматации водонасыщенных пор и трещин пласта дисперсным наполнителем и образующимися осадками происходит их отключение из процесса фильтрации и подключение к нему застойных нефтенасыщенных зон и интервалов, что способствует увеличению коэффициента охвата пласта и, в конечном счете, коэффициента нефтеотдачи. Thus, as a result of the clogging of water-saturated pores and fractures of the formation with a dispersed filler and the resulting sediments, they are disconnected from the filtration process and stagnant oil-saturated zones and intervals are connected to it, which contributes to an increase in the coverage coefficient of the formation and, ultimately, the oil recovery coefficient.
Существенными отличительными признаками предполагаемого изобретения являются: использование в качестве жидкости носителя 0,1-20%-го водного раствора соли многоосновной кислоты с одновалентным катионом. Раствор соли позволяет достаточно эффективно удерживать во взвешенном состоянии частицы дисперсного наполнителя и провести их закачку в пласт. Соль многоосновной кислоты в пласте реагирует с закачиваемым в дальнейшем хлоридом кальция и магния, растворенными в минерализованной воде, с образованием осадков, которые обеспечивают изоляцию водопроводящих каналов не только вблизи ПЗП, но и глубоко в объеме пласта. Указанная концентрация обеспечивает регулирование свойств раствора, в первую очередь, плотности и вязкости и интенсивность осадкообразования в объеме пласта. Salient features of the proposed invention are: the use as a carrier fluid of a 0.1-20% aqueous solution of a salt of a polybasic acid with a monovalent cation. The salt solution allows you to quite effectively hold in suspension particles of dispersed filler and carry out their injection into the reservoir. The polybasic acid salt in the formation reacts with further injected calcium and magnesium chloride, dissolved in saline water, with the formation of sediments, which provide isolation of the water supply channels not only near the PPP, but also deep in the reservoir. The specified concentration provides control of the properties of the solution, primarily density and viscosity and the intensity of sedimentation in the reservoir.
Кроме того, после закачки суспензии дисперсного наполнителя в пласт дополнительно закачивают раствор хлорида кальция. Это позволяет провести кольматацию водонасыщенных зон и интервалов пласта, не охваченных воздействием дисперсного наполнителя, за счет образования нерастворимых осадков в результате реакции между солью многоосновной кислоты и хлоридом кальция. In addition, after injection of the suspension of dispersed filler, a solution of calcium chloride is additionally pumped into the formation. This allows the colmatization of water-saturated zones and intervals of the reservoir, not covered by the influence of dispersed filler, due to the formation of insoluble precipitates as a result of the reaction between the polybasic acid salt and calcium chloride.
Соотношение реагирующих веществ: соли многоосновной кислоты с одновалентным катионом и хлорида кальция выбирают равным 1 (0,5-2,0). Это позволяет регулировать скорость осадкообразования и глубину проникновения соли многоосновной кислоты в объем пласта. При этом чем меньше соотношение реагирующих веществ, тем быстрее протекает процесс образования осадка. Использование в рамках указанного соотношения избыточного количества хлорида кальция по сравнению с количеством соли многоосновной кислоты обусловлено потребностью в ряде случае максимальной локализации осадка для полной кольматации трещины или интервала при кинжальных прорывах воды. The ratio of reactants: salts of a polybasic acid with a monovalent cation and calcium chloride is chosen equal to 1 (0.5-2.0). This allows you to adjust the rate of sedimentation and the depth of penetration of the salt of polybasic acid into the reservoir. Moreover, the smaller the ratio of reacting substances, the faster the process of sedimentation. The use of an excess amount of calcium chloride in comparison with the amount of a salt of a polybasic acid within the indicated ratio is due to the need in some cases for maximum localization of the sediment for complete colmatation of a crack or interval during dagger breaks of water.
В качестве соли многоосновной кислоты с одновалентным катионом используют, например, аммония сульфат, натрия сульфат, натрия силикат, натрия фосфат и др. Соединения такого рода при взаимодействии с солями кальция и магния образуют нерастворимые в воде осадки, способные кольматировать или снижать проницаемость водопромытых участков пласта. Кроме того, наличие в жидкости-носителе солей многоосновных кислот позволяет регулировать плотность и вязкость закачиваемой суспензии. В ряде случаев соли могут оказывать специфическое действие на дисперсный наполнитель, породы, слагающие пласт, и пластовые флюиды. As a salt of a polybasic acid with a monovalent cation, for example, ammonium sulfate, sodium sulfate, sodium silicate, sodium phosphate, etc. are used. Compounds of this kind, when interacting with calcium and magnesium salts, form water-insoluble sediments that can clog or reduce the permeability of water-washed sections of the formation . In addition, the presence in the carrier fluid of salts of polybasic acids makes it possible to control the density and viscosity of the injected suspension. In some cases, salts can have a specific effect on particulate filler, formative rocks, and formation fluids.
В качестве дисперсного наполнителя берут высокодисперсные природные и синтетические вещества, например, сульфат кальция, оксид кремния, оксид алюминия, технический углерод, бентонитовую глину и другие с дисперсностью 0,001-2,0 мкм2.Fine dispersed natural and synthetic substances, for example, calcium sulfate, silicon oxide, alumina, carbon black, bentonite clay and others with a dispersion of 0.001-2.0 μm 2, are taken as a dispersed filler.
Указанные наполнители используют в готовом виде, а отдельные могут быть приготовлены непосредственно перед проведением работ, что существенно упрощает технологический цикл по обработке скважины. These fillers are used in finished form, and individual ones can be prepared immediately before work, which greatly simplifies the process cycle for processing the well.
Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемую модель пласта и прироста коэффициента нефтевытеснения. В опытах использовали выпускаемые промышленностью крупнотоннажные реагенты и дисперсные наполнители: сульфат аммония, сульфат натрия, силикат натрия, фосфат натрия, хлорид кальция, высокодисперсный диоксид кремния (белая сажа), высокодисперсный технический углерод (сажа), высокодисперсный сульфат кальция, бентонитовую глину и др. The effectiveness of the proposed method was investigated in laboratory conditions by measuring the rates of water filtration through a highly permeable reservoir model and an increase in oil displacement coefficient. In experiments, large-capacity reagents and dispersed fillers produced by the industry were used: ammonium sulfate, sodium sulfate, sodium silicate, sodium phosphate, calcium chloride, highly dispersed silicon dioxide (white soot), highly dispersed carbon black (soot), highly dispersed calcium sulfate, bentonite clay, etc.
Пример 1. Определение эффективности разработанного способа на изоляции притока пластовых вод и увеличение коэффициента нефтевытеснения. Example 1. Determining the effectiveness of the developed method for isolating the influx of formation water and increasing the coefficient of oil displacement.
Эффективность разработанного технического решения оценивали по снижению скорости фильтрации воды через высокопроницаемую колонку неоднородной модели пласта и приросту коэффициента нефтевытеснения, которые расчитывали по изменению дебитов жидкости и по дополнительно извлеченной нефти. Дополнительно извлеченную нефть и дебит по жидкости определяли на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91. "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". The effectiveness of the developed technical solution was evaluated by reducing the rate of water filtration through a highly permeable column of a heterogeneous reservoir model and an increase in the oil displacement coefficient, which was calculated by the change in the fluid flow rate and by the additionally extracted oil. The additionally extracted oil and liquid flow rate were determined on a setup for studying oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard unit of type UIPK. Preparation of a reservoir model and fluids for experiments was carried out in accordance with STP 0148070-013-91. "Methodology for laboratory research on the displacement of oil by chemicals."
Исследования проводили на модели пласта, состоящей из двух пропластков различной проницаемости и представленных колонками длиной 40 и диаметром 3,7 см, наполненных дезинтегрированным керном Самотлорского (пласт АВ2-3) и Аганского (пласт БВ8) месторождений с диаметром частиц 0,12-1,0 мм. Проницаемость пропластков варьировалась от 0,56 до 23,8 D при соотношении 3,5-8,1. Колонки последовательно вакуумировали и насыщали минерализованной водой с содержанием солей 18 г/л. Затем низкопроницаемую колонку насыщали нефтью. Далее колонки помещали в установку в вытесняли нефть минерализованной водой до 100%-ной обводненности извлекаемой жидкости. После этого проводили испытание нового метода путем закачки суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе объемом 20% V пор при постоянном перемешивании суспензии и раствора хлорида кальция объемом 10% V пор, содержащем расчетное количество соли. Соотношение соли многоосновной кислоты, содержащейся в жидкости-носителе, и хлорида кальция выбирали равным 1-(0,2-3). В соответствии с указанной методикой был испытан способ по прототипу. Результаты испытаний представлены в таблице.The studies were carried out on a reservoir model consisting of two interlayers of different permeability and represented by columns 40 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core of Samotlor (reservoir AB 2-3 ) and Aganskoye (reservoir BV 8 ) deposits with a particle diameter of 0.12- 1.0 mm. The permeability of the interlayers ranged from 0.56 to 23.8 D at a ratio of 3.5-8.1. The columns were successively evacuated and saturated with mineralized water with a salt content of 18 g / l. Then the low permeability column was saturated with oil. Next, the columns were placed in a unit in which oil was displaced with mineralized water to 100% water cut of the extracted liquid. After that, a new method was tested by pumping a suspension of dispersed filler in a carrier liquid with a volume of 20% V pore while constantly stirring the suspension and a solution of calcium chloride with a volume of 10% V pore containing the calculated amount of salt. The ratio of the salt of the polybasic acid contained in the carrier fluid and calcium chloride was chosen equal to 1- (0.2-3). In accordance with the specified methodology, the prototype method was tested. The test results are presented in the table.
Анализ приведенных в таблице данных показывает, что предлагаемый способ позволяет эффективно изолировать высокопроницаемые (трещиноватые) пропластки и добиваться существенного прироста коэффициента нефтевытеснения из неоднородной модели пласта. The analysis of the data in the table shows that the proposed method can effectively isolate highly permeable (fractured) layers and achieve a significant increase in the coefficient of oil displacement from a heterogeneous reservoir model.
В опытах 1, 7 показаны результаты испытания способа при запредельных значениях концентраций и соотношений реагентов. В опытах 2, 3, 6 указаны предельные значения, при которых использование способа позволяет достичь высокой эффективности.
Полученные результаты показывают, что при использовании предлагаемого способа за счет закупорки трещин и высокопроницаемых пор дисперсным наполнителем и последующего выделения осадка возможна эффективная изоляция водопромытого интервала. При этом скорость фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток снижается более, чем в 5 раз (опыт 2) вплоть до практически полного прекращения фильтрации (опыт 6). Уменьшение соотношения СМК/СаСl2 меньше 1/2 (опыт 7) не приводит к усилению изолирующего эффекта, но способно ухудшить процесс вытеснения нефти. Увеличение концентрации соли больше 20 мас. также нецелесообразно, так как не улучшает результата и, кроме того, трудно достижимо ввиду ограниченной растворимости в воде солей, например, таких, как сульфат натрия и фосфат натрия. В области оптимальных значений концентраций реагентов для той или иной соли достигается не только эффективная изоляция водонасыщенного интервала, но и высокий прирост коэффициента нефтевытеснения.The results show that when using the proposed method due to plugging of cracks and highly permeable pores with a dispersed filler and subsequent precipitation, effective isolation of the water-washed interval is possible. Moreover, the rate of water filtration through a highly permeable interlayer decreases by more than 5 times (experiment 2) until the filtration is almost completely stopped (experiment 6). A decrease in the ratio of SMK / CaCl 2 less than 1/2 (experiment 7) does not lead to a strengthening of the insulating effect, but it can worsen the process of oil displacement. The increase in salt concentration is more than 20 wt. also impractical, since it does not improve the result and, in addition, is difficult to achieve due to the limited solubility in water of salts, for example, such as sodium sulfate and sodium phosphate. In the range of optimal reagent concentrations for a particular salt, not only effective isolation of the water-saturated interval is achieved, but also a high increase in the oil displacement coefficient.
Предлагаемый способ позволяет эффективно воздействовать на коллекторы различной трещиноватости и проницаемости, что достигается за счет использования наполнителей различной дисперсности, которые способны, кроме того, выступать в качестве центров осадкообразования. The proposed method allows you to effectively act on the reservoirs of different fracturing and permeability, which is achieved through the use of fillers of different dispersion, which are also able to act as centers of sedimentation.
На практике способ реализуют, например, следующим образом. Готовят 10 м3 15% -ного раствора силиката натрия и суспензируют в нем 1000 кг технического углерода. Полученную суспензию с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 дозируют в поток нагнетаемой в пласт воды в соотношении 1:10, что соответствует составу, содержащему 1% наполнителя и 1,5% cоли многоосновной кислоты. После закачки суспензии ее продавливают в пласт 10 м3 воды, а затем закачивают хлорид кальция, дозируя в поток нагнетаемой воды в соотношении 1:20 4 м3 раствора с содержанием соли 32% Далее при обработке нагнетательной скважины продолжают закачку воды, а при обработке добывающей скважины ее останавливают на 24 ч, а затем вызывают приток нефти.In practice, the method is implemented, for example, as follows. 10 m 3 of a 15% sodium silicate solution is prepared and 1000 kg of carbon black are suspended in it. The resulting suspension using a cementing unit CA-320 is dosed into the flow of water injected into the formation in a ratio of 1:10, which corresponds to a composition containing 1% filler and 1.5% polybasic acid salt. After injection of the suspension, it is pushed into the reservoir 10 m 3 of water, and then calcium chloride is pumped, dosing into the flow of injected water in a ratio of 1:20 4 m 3 of a solution with a salt content of 32%. Then, during the treatment of the injection well, the injection of water is continued, and during the production wells stop it for 24 hours, and then cause an influx of oil.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95110849A RU2080450C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for isolation of brine water inflow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95110849A RU2080450C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for isolation of brine water inflow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2080450C1 true RU2080450C1 (en) | 1997-05-27 |
| RU95110849A RU95110849A (en) | 1997-12-10 |
Family
ID=20169370
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95110849A RU2080450C1 (en) | 1995-07-05 | 1995-07-05 | Method for isolation of brine water inflow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2080450C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2580534C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
-
1995
- 1995-07-05 RU RU95110849A patent/RU2080450C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1758218, кл. Е 21 В 43/22, 1990. 2. Патент США N 3476188, кл. 166-274, 1969. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2580534C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for repair and insulation works in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2105878C1 (en) | Compound for limiting inflow of brine water | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2083809C1 (en) | Method for development of water-flooded oil deposit | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
| RU2087699C1 (en) | Method for limiting inflow of brine water | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| RU2083799C1 (en) | Compound for isolation of high-permeable zones of reservoir | |
| RU2083816C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow in well |