RU2154159C1 - Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) - Google Patents
Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2154159C1 RU2154159C1 RU99112362/03A RU99112362A RU2154159C1 RU 2154159 C1 RU2154159 C1 RU 2154159C1 RU 99112362/03 A RU99112362/03 A RU 99112362/03A RU 99112362 A RU99112362 A RU 99112362A RU 2154159 C1 RU2154159 C1 RU 2154159C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- formation
- solution
- technological
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован для ограничения водопритока пластовых и попутных вод в нагнетательных и добывающих скважинах с высокой и средней проницаемостью коллектора независимо от минерализации пластовых вод. Техническим результатом является расширение арсенала средств разработки нефтяного месторождения, позволяющего обеспечить высокий уровень добычи нефти. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, или содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 7, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1 - 10 м3 на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8. 2 с. п.ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока пластовых и попутных вод в нагнетательных и добывающих скважинах с высокой и средней проницаемостью коллектора независимо от минерализации пластовых вод.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора, состоящего из водного раствора смеси нефелина и соляной кислоты, после проталкивания закупоривающего раствора в пласт водой нагнетательную скважину останавливают на период гелеобразования, отбор нефти ведут через добывающую скважину.
Преимущественное выполнение способа, когда нефелин в водном технологическом растворе используют в количестве 3-15%, а соляную кислоту 5-9%, см. Патент RU 2089723, МПК6 E 21 В 43/22, 1997.
Недостатком известного способа является то, что необходим большой расход химреагентов, к тому же использование кислоты вызывает коррозию оборудования, что усложняет технологию в целом.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора, состоящего из водного раствора смеси водорастворимого полимера и силиката натрия, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором водный раствор силиката натрия берут с кремнеземистым модулем 2-4.5, полимер и силикат натрия закачивают в водном 0.1-2.5%-ном растворе оксиэтилированного алкилфенола в виде оторочек от 2.5 до 0.02 объема пор пласта в течение года, см. Авторское свидетельство SU 1736228, МПК6 E 21 В 43/22, 1996.
Недостатком способа является большой расход реагентов, длительность процесса, что приводит к большим затратам, вместе с тем, недостаточный уровень дополнительной добычи нефти.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем или смесь коллоидного кремнезема и водорастворимого полимера, и добычу нефти через добывающую скважину, см. патент США 4143716 МПК E 21 В 43/22, 1979 г.
Задачей изобретения является расширение арсенала средств разработки нефтяного месторождения, позволяющее обеспечить высокий уровень добычи нефти.
Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5-70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1-10 м3 на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой от 0,28 до 5,8.
Техническая задача решается также способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, в котором используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5-70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1-10 м3 на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой от 0,28 до 5,8.
Решение технической задачи позволяет расширить арсенал средств разработки нефтяного месторождения и увеличить добычу нефти порядка 9,5-630 т на 1 т химреагента.
Можно использовать следующие коллоидные кремнеземы:
- низкомодульные, в которых кремнеземистый модуль (М) составляет 5-10,
- среднемодульные, в которых М составляет 11-29,
- высокомодульные, в которых М составляет 30-70.
- низкомодульные, в которых кремнеземистый модуль (М) составляет 5-10,
- среднемодульные, в которых М составляет 11-29,
- высокомодульные, в которых М составляет 30-70.
Коллоидный кремнезем относится к стабильным дисперсиям или золям, состоящим из дискретных частиц аморфного кремнезема.
Коллоидный кремнезем характеризуется отношением концентрации SiO2 к концентрации Na2O, таким образом, SiO2:Na2O=M где М-кремнеземистый модуль.
Готовят коллоидный кремнезем из раствора силиката натрия (растворимого стекла), пропуская его через ионообменную смолу, см. Р.Айлер, книга "Химия кремнезема", М Мир, т. 2, с. 448.
В качестве водорастворимого полимера можно использовать полиакриламид, натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы, гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиметилкрахмал.
Исходные реагенты не горючи, не взрывоопасны, не токсичны, не имеют неприятного запаха.
При разработке способа проводились эксперименты на моделях пласта для определения вoдooгpaничительного эффекта.
Данное изобретение иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения, которые проводились в лабораторных условиях.
Используя насыпные модели нефтяного пласта, определяли водоограничительный эффект, а на приборе Вейлера-Ребиндера определяли прочность гелей.
В качестве модели пласта используют металлическую трубку, заполненную кварцевым песком с размером частиц менее 0,4 мм. Через нее прокачивают дистиллированную воду с целью определения проницаемости К0. Далее в модель пласта закачивают гелеобразователь (например, растворы NaCI, CaCI2, MgCl2, а также пластовые воды различных нефтяных месторождений), после чего закачивают исследуемую жидкость - раствор натрийсодержащего силиката с концентрацией дисперсной фазы 2-10мас.%. Приготовленную таким образом модель пласта оставляют на сутки. По прошествии этого времени снова прокачивают дистиллированную воду с целью определения проницаемости К. Водоограничительный эффект W определяют по формуле:
В ходе лабораторных экспериментов было обнаружено, что водоограничительный эффект зависит от прочности геля σ. Чем выше прочность геля, тем больше водоограничительный эффект. Также было установлено, что введение в кремнезоль добавок полимеров увеличивает прочность геля и водоограничительный эффект.
В ходе лабораторных экспериментов было обнаружено, что водоограничительный эффект зависит от прочности геля σ. Чем выше прочность геля, тем больше водоограничительный эффект. Также было установлено, что введение в кремнезоль добавок полимеров увеличивает прочность геля и водоограничительный эффект.
Экспериментальные данные приведены в таблице 1.
Данное изобретение иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения, которые проводились на Ромашкинском месторождении.
Пример 1 (по первому варианту)
1. Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин:
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,18 г/см3
- Пористость 13,6-15,4
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Проницаемость 370-257 мД
- Толщина продуктивного пласта 9,5 м
- Обводненность 97%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.
1. Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин:
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,18 г/см3
- Пористость 13,6-15,4
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Проницаемость 370-257 мД
- Толщина продуктивного пласта 9,5 м
- Обводненность 97%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.
2. Готовят технологический раствор путем смешения товарного коллоидного кремнезема с кремнеземистым модулем 10 с пресной водой с содержанием 6мас.%. дисперсной фазы - коллоидного кремнезема.
3. Технологический раствор закачивают в пласт через нагнетательную скважину тремя циклами в расчете 3.7 м3 на 1 метр перфорированной части пласта. Перед каждой закачкой технологического раствора в пласт вводят буфер - пресную воду. После окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают пластовую воду с ионной силой 3,5.
4. Работы проводят при температуре окружающей среды не ниже 2oC.
5. Скважину оставляют на сутки для формирования прочного гидроизолирующего экрана
6. Продолжительность положительного технологического эффекта составляет 18 мес. В течение этого срока дополнительно добыто 155 тонн на 1 тонну реагента.
6. Продолжительность положительного технологического эффекта составляет 18 мес. В течение этого срока дополнительно добыто 155 тонн на 1 тонну реагента.
Примеры 2-7 (по первому варианту) аналогичны примеру 1, данные по пунктам 1,2,3,4,5,6,7 приведены ниже
Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин:
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см3
- Толщина продуктивного пласта 3,8 м
- Пористость 20
- Проницаемость 484 мД
- Обводненность 99%
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 788 м.
Определяют гидродинамические и геофизические параметры водонагнетательных и нефтедобывающих скважин:
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см3
- Толщина продуктивного пласта 3,8 м
- Пористость 20
- Проницаемость 484 мД
- Обводненность 99%
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 788 м.
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 10мас.%
- Кремнеземистый модуль 70
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,8 м3
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 0,28
- Продолжительность технологического эффекта 42 мес
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 278 тонн
Пример 3.
- Кремнеземистый модуль 70
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,8 м3
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 0,28
- Продолжительность технологического эффекта 42 мес
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 278 тонн
Пример 3.
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,0045 г/см3
- Пористость 17,2-20,0
- Проницаемость 270-422 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 6,8 м
- Обводненность 96,8%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 450 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 5,8мас.%
- Кремнеземистый модуль 5
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 21 мес.
- Плотность пластовых вод 1,0045 г/см3
- Пористость 17,2-20,0
- Проницаемость 270-422 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 6,8 м
- Обводненность 96,8%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 450 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 5,8мас.%
- Кремнеземистый модуль 5
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 21 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 92,4 тонн
Пример 4.
Пример 4.
- Площадь "Павловская"
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см3
- Пористость 20,0
- Проницаемость 611 мД
- Плотность сетки скважин 17,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,5 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 7,2мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1,8 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.
- Плотность пластовых вод 1,098 г/см3
- Пористость 20,0
- Проницаемость 611 мД
- Плотность сетки скважин 17,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,5 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 7,2мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1,8 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 85,4 тонн
Пример 5.
Пример 5.
Площадь "Восточно-Лениногорская"
- Плотность пластовых вод 1,128 г/см3
- Пористость 18,8 -24,5
- Проницаемость 112-1498 мД
- Плотность сетки скважин 21,2 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 2,5 м
- Обводненностъ 98%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 340 м.
- Плотность пластовых вод 1,128 г/см3
- Пористость 18,8 -24,5
- Проницаемость 112-1498 мД
- Плотность сетки скважин 21,2 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 2,5 м
- Обводненностъ 98%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 340 м.
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,7мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 10 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 29 мес.
- Кремнеземистый модуль 50
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 10 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 29 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 74,6 тонн
Пример 6.
Пример 6.
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см3
- Пористость 18,8 -20,0
- Проницаемость 65-242 мД
- Плотность сетки скважин 16,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 13 м
- Обводненность 99%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см3
- Пористость 18,8 -20,0
- Проницаемость 65-242 мД
- Плотность сетки скважин 16,5 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 13 м
- Обводненность 99%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 317 м.
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 6мас.%
- Кремнеземистый модуль 10
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,5 м3
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 16 мес.
- Кремнеземистый модуль 10
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 2,5 м3
- Количество циклов 5
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 16 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 9,5 тонн
Пример 7.
Пример 7.
- Площадь "3еленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см3
- Пористость 22
- Проницаемость 1002 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 10 м
- Обводненность 81%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 420 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 6мас.%
- Кремнеземистый модуль 5,0
- Количество технологического раствора 1 м перфорированной части пласта 3,3 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.
- Плотность пластовых вод 1,1 г/см3
- Пористость 22
- Проницаемость 1002 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 10 м
- Обводненность 81%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 420 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 6мас.%
- Кремнеземистый модуль 5,0
- Количество технологического раствора 1 м перфорированной части пласта 3,3 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 5,8
- Продолжительность технологического эффекта 15 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 17,6 тонн
Пример 8 (контрольный)
- Плошать "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,097 г/см3
- Пористость 19-22
- Проницаемость 257-1066 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 8,6 м
- Обводненность 80%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475м.
Пример 8 (контрольный)
- Плошать "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,097 г/см3
- Пористость 19-22
- Проницаемость 257-1066 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 8,6 м
- Обводненность 80%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 475м.
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,5мас.%
- Кремнеземистый модуль 3,3
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 3,3 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 0 мес.
- Кремнеземистый модуль 3,3
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 3,3 м3
- Количество циклов 2
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 0 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 0 тонн
Пример 9. (по второму варианту)
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,125 г/см3
- Толщина продуктивного пласта 3 м
- Обводненность 92%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 823м.
Пример 9. (по второму варианту)
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,125 г/см3
- Толщина продуктивного пласта 3 м
- Обводненность 92%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 823м.
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 4,5мас.%
- Кремнеземистый модуль 50
- Содержание полимера (полиакриламида) в растворе 0,01 г/л:
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 38 мес.
- Кремнеземистый модуль 50
- Содержание полимера (полиакриламида) в растворе 0,01 г/л:
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1 м3
- Количество циклов 1
- Ионная сила водного раствора 3,5
- Продолжительность технологического эффекта 38 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 630 тонн
Пример 10
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,15 г/см3
- Пористость 15,0-18,8
- Проницаемость 1228 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,4 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 300 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 8мас.%
- Кремнеземистый модуль 10
- Водорастворимый полимер - полиакриламид, концентрация в растворе 0,0125 г/л.
Пример 10
- Площадь "Зеленогорская"
- Плотность пластовых вод 1,15 г/см3
- Пористость 15,0-18,8
- Проницаемость 1228 мД
- Плотность сетки скважин 16,1 га/скв
- Толщина продуктивного пласта 4,4 м
- Обводненность 96%
- Среднее расстояние от нагнетательной до добывающей скважины 300 м
- Количество коллоидного кремнезема в технологическом растворе 8мас.%
- Кремнеземистый модуль 10
- Водорастворимый полимер - полиакриламид, концентрация в растворе 0,0125 г/л.
- Количество технологического раствора на 1 м перфорированной части пласта 1,5 м3
- Количество циклов 3
- Ионная сила водного раствора 4
- Продолжительность технологического эффекта 6 месяцев
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 590,5 тонн
Пример контрольный:
- Содержание солей 16 г/л
- Толщина продуктивного пласта 8,5 м
- Обводненность 84%
- Количество силиката натрия в технологическом растворе 5мас.%
- Кремнеземистый модуль 2-4,5
- Водорастворимый полимер - полиакриламид
- Содержание полимера в растворе 0,03%
- Количество циклов закачка непрерывная
- Продолжительность технологического эффекта 12 мес.
- Количество циклов 3
- Ионная сила водного раствора 4
- Продолжительность технологического эффекта 6 месяцев
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 590,5 тонн
Пример контрольный:
- Содержание солей 16 г/л
- Толщина продуктивного пласта 8,5 м
- Обводненность 84%
- Количество силиката натрия в технологическом растворе 5мас.%
- Кремнеземистый модуль 2-4,5
- Водорастворимый полимер - полиакриламид
- Содержание полимера в растворе 0,03%
- Количество циклов закачка непрерывная
- Продолжительность технологического эффекта 12 мес.
- Дополнительная добыча нефти на 1 тонну реагента 29 тонн
Таким образом, заявляемый объект изобретения позволяет расширить арсенал средств разработки нефтяного месторождения. Заявляемый способ позволяет получить нефтеотдачу пласта порядка 630 т нефти на 1 т истраченного реагента.
Таким образом, заявляемый объект изобретения позволяет расширить арсенал средств разработки нефтяного месторождения. Заявляемый способ позволяет получить нефтеотдачу пласта порядка 630 т нефти на 1 т истраченного реагента.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего коллоидный кремнезем, и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 70, технологический раствор закачивают в скважину циклами от 1 до 5 из расчета 1 - 10 м3 на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8.
2. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину технологического раствора - водного раствора, содержащего смесь водорастворимого полимера и коллоидного кремнезема, и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что используют коллоидный кремнезем с кремнеземистым модулем 5 - 70, технологический раствор закачивают в скважину циклами 1 - 5 из расчета 1 - 10 м3 на 1 м перфорированной части пласта, перед закачкой технологического раствора в пласт закачивают буфер, а после окончания каждого цикла закачки технологического раствора и буфера закачивают водный раствор минеральных солей с ионной силой 0,28 - 5,8.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112362/03A RU2154159C1 (ru) | 1999-06-08 | 1999-06-08 | Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99112362/03A RU2154159C1 (ru) | 1999-06-08 | 1999-06-08 | Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2154159C1 true RU2154159C1 (ru) | 2000-08-10 |
Family
ID=20221077
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99112362/03A RU2154159C1 (ru) | 1999-06-08 | 1999-06-08 | Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2154159C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8936081B2 (en) | 2009-04-09 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
-
1999
- 1999-06-08 RU RU99112362/03A patent/RU2154159C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗЕФИРОВ Н.С. и др. Химическая энциклопедия - М.: 1990, т.4, с.341, 421, т.2, с.507, 517, 646, 820. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8936081B2 (en) | 2009-04-09 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| US9790418B2 (en) | 2009-04-09 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Silica composition for servicing subterranean wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
| US6767869B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| US7326670B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| NO334462B1 (no) | Skummede, syrebehandlingsvæsker | |
| CN110656914B (zh) | 一种低渗透油藏降压增注的方法 | |
| US2176266A (en) | Process for solidifying permeable masses | |
| RU2154159C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения (варианты) | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| WO2002084075A1 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2039224C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2280757C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2210665C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2174594C1 (ru) | Состав для разглинизации призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2194157C1 (ru) | Замедленный кислотный и гелеобразующий состав | |
| RU2086760C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин | |
| RU2224101C2 (ru) | Способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов | |
| RU2304706C2 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2327032C2 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2187533C2 (ru) | Пенообразующий состав |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060609 |