RU2087699C1 - Method for limiting inflow of brine water - Google Patents
Method for limiting inflow of brine water Download PDFInfo
- Publication number
- RU2087699C1 RU2087699C1 RU95109606A RU95109606A RU2087699C1 RU 2087699 C1 RU2087699 C1 RU 2087699C1 RU 95109606 A RU95109606 A RU 95109606A RU 95109606 A RU95109606 A RU 95109606A RU 2087699 C1 RU2087699 C1 RU 2087699C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- aluminum
- formation
- solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 title 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 15
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical group [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 11
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 11
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 7
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 4
- HSEYYGFJBLWFGD-UHFFFAOYSA-N 4-methylsulfanyl-2-[(2-methylsulfanylpyridine-3-carbonyl)amino]butanoic acid Chemical compound CSCCC(C(O)=O)NC(=O)C1=CC=CN=C1SC HSEYYGFJBLWFGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 159000000013 aluminium salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 229910000329 aluminium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 10
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- 229940024545 aluminum hydroxide Drugs 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940024546 aluminum hydroxide gel Drugs 0.000 description 2
- SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K aluminum;trihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- GBAOBIBJACZTNA-UHFFFAOYSA-L calcium sulfite Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])=O GBAOBIBJACZTNA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000010261 calcium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000013081 microcrystal Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for limiting the influx of formation water to increase oil recovery.
Известен способ ограничения притока пластовых вод, включающий закачку в пласт соли алюминия и карбамида [1] Способ обеспечивает образование в поровом пространстве пласта геля гидроксида алюминия в результате взаимодействия соли алюминия и продуктов разложения карбамида. Недостатками способа являются его применимость только на высокотемпературных пластах и необходимость остановки скважины для протекания процесса гелеобразования. A known method of limiting the influx of formation water, including the injection into the formation of aluminum salt and urea [1] The method provides for the formation in the pore space of the formation of a gel of aluminum hydroxide as a result of the interaction of aluminum salt and urea decomposition products. The disadvantages of the method are its applicability only on high-temperature formations and the need to stop the well for the process of gelation.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ ограничения притока пластовых вод, включающий закачку в пласт раствора сульфата алюминия [2] При взаимодействии реагента с минерализованной водой и изменении pH среды образуется осадок гидроксида алюминия, который закупоривает водопромытые интервалы или снижает их проницаемость. The closest technical solution taken as a prototype is a method of limiting the influx of formation water, including the injection of a solution of aluminum sulfate into the formation [2] When the reagent interacts with mineralized water and the pH of the medium changes, a precipitate of aluminum hydroxide is formed, which clogs water-washed intervals or reduces their permeability.
Недостатком способа является низкая эффективность при малой карбонатности пород, слагающих пласт, и низкой минирализации пластовых вод. Способ не эффективен при использовании на неоднородных высокопроницаемых и трещинноватых коллекторах. The disadvantage of this method is the low efficiency with low carbonate rocks forming the reservoir, and low mineralization of formation water. The method is not effective when used on heterogeneous highly permeable and fractured reservoirs.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в ограничении притока пластовых вод и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин за счет закачки в пласт раствора сульфата алюминия и/или двойного сульфата алюминия с однозарядным катионом и последующей закачки раствора хлорида кальция, при соотношении реагирующих веществ 1-(0,3-1,0). Закачка раствора хлорида кальция позволяет регулировать процесс выделения осадка в объеме пласта и предотвращает его преждевременное размывание нагнетаемой водой. The essence of the invention consists in limiting the inflow of formation water and leveling the injectivity profile of injection wells by injecting a solution of aluminum sulfate and / or double aluminum sulfate with a singly charged cation into the formation and subsequent injection of a solution of calcium chloride, with a reactant ratio of 1- (0.3- 1,0). The injection of a solution of calcium chloride allows you to adjust the process of precipitation in the reservoir and prevents its premature erosion by injected water.
Эффективность нового способа обусловлена протеканием в пластовых условиях следующих процессов. Растворы сульфата алюминия и двойных сульфатов с однозарядными катионами в воде имеют кислую среду за счет гидролиза солей. После закачки в пласт кислота начинает реагировать с карбонатными составляющими породы и происходит ее нейтрализация. Изменение pH раствора способствует выделению осадка гидроксида алюминия, который снижает проницаемость водопромытых интервалов. Последующая закачка раствора хлорида кальция приводит к более интенсивному локализованному выпадению осадка Al(OH)3 и формированию осадка сульфата кальция. При этом образование обоих осадков протекает как кооперативный процесс и способствует формированию геля гидроксида алюминия, структурированного микрокристаллами сульфата кальция.The effectiveness of the new method is due to the occurrence of the following processes in reservoir conditions. Solutions of aluminum sulfate and double sulfates with singly charged cations in water have an acidic environment due to hydrolysis of salts. After injection into the formation, the acid begins to react with the carbonate components of the rock and is neutralized. Changing the pH of the solution contributes to the precipitation of aluminum hydroxide, which reduces the permeability of water-washed intervals. Subsequent injection of a solution of calcium chloride leads to more intense localized precipitation of Al (OH) 3 and the formation of a precipitate of calcium sulfate. In this case, the formation of both precipitates proceeds as a cooperative process and contributes to the formation of an aluminum hydroxide gel structured by microcrystals of calcium sulfate.
При использовании известного технического решения локальное осадкообразование возможно только после длительной остановки нагнетательной скважины, т.к. формирование геля гидроксида алюминия и осадка сульфата кальция в условиях естественной минерализации пластовой воды протекает медленно, а нагнетаемая вода будет размывать оторочку реагента. When using the known technical solution, local sedimentation is possible only after a long shutdown of the injection well, because the formation of an aluminum hydroxide gel and a precipitate of calcium sulfate under the conditions of natural mineralization of formation water proceeds slowly, and the injected water will erode the rim of the reagent.
Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются:
закачка в пласт раствора алюминиевой соли серной кислоты, а затем дополнительно раствора хлорида кальция. Карбонатность породы и минерализация пластовых вод, как правило, существенно снижаются в результате закачки подтоварной и пресной воды, поэтому реагирование алюминиевой соли серной кислоты в объеме пласта замедлено. Дополнительная закачка в пласт раствора хлорида кальция позволяет ускорить процесс образования осадков сульфата кальция и гидроксида алюминия, что способствует увеличению вязкости растворов, росту фильтрационного сопротивления в водопромытых интервалах и предотвращает преждевременное размывание осадков нагнетаемой водой;
соотношение реагирующих веществ берут равным 1-(0,3-1,0). Варьируя это соотношение, можно регулировать скорость выделения осадков в объеме пласта и тем самым добиваться эффективного воздействия на пласты различной проницаемости и неоднородности, включая трещинноватые. Кроме того, учитывая реагирование соли алюминия с породой и минерализованной водой, закачка стехиометрического количества хлорида кальция не является обязательной и необходима только в случае кинжальных прорывов воды;
в качестве алюминиевой соли серной кислоты берут сульфат аммония или двойной сульфат алюминия однозарядным катионом, например алюминия-аммония сульфат. Двойные сульфаты алюминия и их кристаллогидраты (квасцы) обладают теми же основными химическими свойствами, что и сульфат алюминия. В воде они частично гидролизуются, что обеспечивает pH раствора <7, а при увеличении pH и добавлении хлорида кальция выделяют осадки гидроксида алюминия и сульфита кальция.The salient features of the proposed technical solution are:
injection into the formation of a solution of aluminum salt of sulfuric acid, and then an additional solution of calcium chloride. Rock carbonate and mineralization of formation water, as a rule, are significantly reduced as a result of injection of produced and fresh water, therefore, the reaction of aluminum sulfuric acid salt in the reservoir volume is slowed down. Additional injection of calcium chloride solution into the formation allows accelerating the formation of precipitates of calcium sulfate and aluminum hydroxide, which helps to increase the viscosity of the solutions, increase the filtration resistance in the washed areas and prevents premature erosion of the sediments by pumped water;
the ratio of reacting substances is taken equal to 1- (0.3-1.0). By varying this ratio, it is possible to control the rate of precipitation in the reservoir volume and thereby achieve effective effects on the reservoirs of various permeability and heterogeneity, including fractured. In addition, given the reaction of the aluminum salt with the rock and mineralized water, the injection of a stoichiometric amount of calcium chloride is not mandatory and is necessary only in case of dagger breakthroughs of water;
as the aluminum salt of sulfuric acid, ammonium sulfate or double aluminum sulfate is taken as a singly charged cation, for example aluminum-ammonium sulfate. Double aluminum sulfates and their crystalline hydrates (alum) have the same basic chemical properties as aluminum sulfate. In water, they partially hydrolyze, which ensures a solution pH <7, and precipitate aluminum hydroxide and calcium sulfite with an increase in pH and the addition of calcium chloride.
Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях путем измерения массы осадка, образующегося при смешении растворов алюминиевой соли серной кислоты и хлорида кальция, а также его влияния на перераспределение фильтрационных потоков в неоднородной модели пласта. Для сравнения был испытан также способ по прототипу. The effectiveness of the proposed method was investigated in laboratory conditions by measuring the mass of sediment formed by mixing solutions of aluminum salt of sulfuric acid and calcium chloride, as well as its effect on the redistribution of filtration flows in a heterogeneous reservoir model. For comparison, the prototype method was also tested.
Пример 1. Определение осадкообразующей эффективности. Брали 50 мл 2%-ного раствора соли алюминия, приливали к нему раствор хлорида кальция (по прототипу минерализованную воду с содержанием хлорида кальция 2,5 г/л) равного объема, а затем 10%-ным раствором аммиака доводили pH всего раствора до 5,5 и получали осадок. Через 24 часа осадок отфильтровали, сушили и определяли его массу. Результаты представлены в таблице 1. Example 1. Determination of sedimentation efficiency. We took 50 ml of a 2% solution of aluminum salt, poured a solution of calcium chloride (prototype mineralized water with a calcium chloride content of 2.5 g / l) of equal volume, and then brought the pH of the whole solution to 5% with ammonia to 5 5 and a precipitate was obtained. After 24 hours, the precipitate was filtered off, dried and its weight was determined. The results are presented in table 1.
Пример 2. Определение эффективности по ограничению притока пластовых вод (выравнивания фильтрационных потоков). Example 2. Determining the effectiveness of limiting the influx of formation water (equalization of filtration flows).
Эффективность предлагаемого технического решения оценивали по изменению соотношения скоростей фильтрации жидкости в колонках разной проницаемости и приросту коэффициента нефтевытеснения, которые рассчитывались соответственно по изменению дебитов жидкости и по дополнительно извлеченной нефти. Дополнительно извлеченная 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. The effectiveness of the proposed technical solution was evaluated by changing the ratio of fluid filtration rates in columns of different permeabilities and the increase in oil displacement coefficient, which were calculated according to the change in fluid flow rates and additionally extracted oil. The additionally extracted oil and the 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.
Подготовку модели пласта и жидкостей к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91. Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiment was carried out in accordance with STP 0148070-013-91. The methodology for laboratory research on the displacement of oil by chemicals.
Исследования проводили на модели пласта, состоящей из двух пропластков различной проницаемости и представленных насыпными колонками длиной 40 и диаметром 3,7 см. Пропластки последовательно насыщали минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой до 100%-ной обводненности продукции. После этого проводили закачку растворов алюминиевых солей серной кислоты объемом 10-30% Vпор различных концентраций и раствора хлорида кальция объемом 10% Vпор, содержащего расчетное количество соли. Соотношение реагирующих веществ выбрали равным 1-(0,2-1,3). Аналогичным образом был испытан способ по прототипу. Результаты представлены в таблице.The studies were carried out on a reservoir model consisting of two interlayers of different permeability and represented by bulk columns 40 cm long and 3.7 cm in diameter. The interlayers were sequentially saturated with mineralized water and then with oil. Further, the oil was replaced by mineralized water, and then oil. Further, oil was displaced by mineralized water to 100% water cut. After that, we carried out the injection of solutions of aluminum salts of sulfuric acid with a volume of 10-30% V pore of various concentrations and a solution of calcium chloride with a volume of 10% V pore containing the calculated amount of salt. The ratio of reacting substances was chosen equal to 1- (0.2-1.3). Similarly, the prototype method was tested. The results are presented in the table.
Анализ приведенных в таблицах 1 и 2 данных показывает, что предлагаемый способ позволяет существенно увеличить эффективность воздействия на неоднородный пласт с целью ограничения притока пластовых вод. Analysis of the data in tables 1 and 2 shows that the proposed method can significantly increase the effectiveness of the impact on the heterogeneous formation in order to limit the influx of formation water.
В примере 1, в опытах 2-6 показана область применения нового способа, в опытах 1 и 7 запредельные соотношения, при которых способ малоэффективен. Способ при прочих равных условиях позволяет существенно увеличить массу выделяемого осадка по сравнению со способом по прототипу. Граничные условия определены, исходя из следующих результатов. При соотношении реагентов больше предельного 1-0,3 масса осадка незначительно превышает величину, получаемую для способа по прототипу. При соотношении реагентов меньше 1-1, т.е. меньше стехиметрического (опыт 7), возможно незначительное увеличение массы осадка по сравнению с предельным значением за счет более полного высаждения осадков. Но это не рационально, т.к. в реальных пластовых условиях соли алюминия будут, кроме того, реагировать с породой и минерализованной водой, что обеспечит полное выделение осадков. In example 1, in experiments 2-6, the scope of the new method is shown, in
В примере 2 (опыты 2-5) показана эффективность предлагаемого способа по выравниванию скоростей фильтрации в неоднородных моделях пласта и соответствующие приросты коэффициента нефтевытеснения. При соотношении реагентов больше 1-0,3 (опыт 1) предлагаемый способ дает результаты сравнимые с результатами использования способа по прототипу. При соотношении реагентов меньшем 1-10 (опыт 6) эффективность способа достаточно велика, но дополнительного прироста коэффициента нефтевытеснения относительно опытов 4 и 5 не наблюдается, т.е. избыточное количество CaCl2 не оказывает положительного действия. В опыте 4 показана возможность совместного использования двух различных сульфатных солей алюминия. Способ по прототипу в условиях проведения опытов малоэффективен.Example 2 (experiments 2-5) shows the effectiveness of the proposed method for equalizing the filtration rates in heterogeneous reservoir models and the corresponding increases in the oil displacement coefficient. When the ratio of reagents is more than 1-0.3 (experiment 1), the proposed method gives results comparable to the results of using the method of the prototype. When the ratio of reagents is less than 1-10 (experiment 6), the efficiency of the method is quite large, but there is no additional increase in the oil displacement coefficient relative to
Таким образом, полученные результаты показывают эффективность использования предлагаемого способа по ограничению притока пластовых вод и увеличению нефтеотдачи пластов. Thus, the results show the effectiveness of the proposed method to limit the influx of formation water and increase oil recovery.
На практике способ реализуют следующим образом. С учетом приемистости нагнетательной скважины, особенностей опытного участка и его геологии рассчитывают необходимые количества алюминиевой соли серной кислоты и хлорида кальция и выбирают концентрации растворов. Раствор соли алюминия закачивают в пласт при давлении нагнетания, продавливают его пресной или минерализованной для предотвращения осадкообразования в ПСП скважины и далее закачивают раствор хлорида кальция. После этого скважину эксплуатируют в заданном режиме. In practice, the method is implemented as follows. Taking into account the injectivity of the injection well, the features of the experimental site and its geology, the necessary quantities of aluminum salt of sulfuric acid and calcium chloride are calculated and the concentration of the solutions is chosen. The aluminum salt solution is pumped into the formation at the injection pressure, it is pressed fresh or mineralized to prevent sedimentation in the PSP well, and then the calcium chloride solution is pumped. After that, the well is operated in a predetermined mode.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95109606A RU2087699C1 (en) | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Method for limiting inflow of brine water |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95109606A RU2087699C1 (en) | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Method for limiting inflow of brine water |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95109606A RU95109606A (en) | 1997-05-20 |
| RU2087699C1 true RU2087699C1 (en) | 1997-08-20 |
Family
ID=20168745
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95109606A RU2087699C1 (en) | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Method for limiting inflow of brine water |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2087699C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217583C1 (en) * | 2002-07-22 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Process of development of flooded oil deposit |
-
1995
- 1995-06-07 RU RU95109606A patent/RU2087699C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Алтунина Л.К и др. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте гель и СО 2 при тепловом воздействии. Нефтяное хозяйство. - 1994, N 4, с. 45. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. - М.: Недра, 1991, с. 168 - 170. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217583C1 (en) * | 2002-07-22 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Process of development of flooded oil deposit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95109606A (en) | 1997-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101535443A (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| RU2089723C1 (en) | Method of developing oil pools | |
| RU2123104C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| SU1627677A1 (en) | A method of working a flooded oil deposit | |
| RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2044872C1 (en) | Method for stimulation of pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2087699C1 (en) | Method for limiting inflow of brine water | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2467165C2 (en) | Method control over oil deposit development | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2167278C2 (en) | Method of developing nonuniform oil formation | |
| RU2083809C1 (en) | Method for development of water-flooded oil deposit | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| RU2097539C1 (en) | Composition for controlling permeability of bed and insulating formation water | |
| RU2204016C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2039208C1 (en) | Stratum waters flooding isolation method | |
| RU2039227C1 (en) | Method to treat critical zone stratums , laid by terrigenous clay-containing rocks |