RU2167281C2 - Method of nonuniform formation development - Google Patents
Method of nonuniform formation development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167281C2 RU2167281C2 RU99116999A RU99116999A RU2167281C2 RU 2167281 C2 RU2167281 C2 RU 2167281C2 RU 99116999 A RU99116999 A RU 99116999A RU 99116999 A RU99116999 A RU 99116999A RU 2167281 C2 RU2167281 C2 RU 2167281C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- polymer
- water
- oil
- concentration
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводнившихся скважин. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields and oil production, and can be used to increase oil recovery in heterogeneous formations and isolate waterlogged wells.
Известен способ повышения эффективности разработки неоднородных пластов при заводнении путем закачки в пласт состава из смеси водных растворов анионного полимера и соли полвивалентного катиона. При закачке в пласт такой композиции через некоторое время (индукционный период) в пористой среде происходит сшивка полимера через поливалентный катион с образованием или трехмерного геля во всем объеме, занимаемом раствором полимера, или с образованием высокодисперсных гель-частиц /1/. Однако этот способ может оказаться недостаточно эффективным в случае применения его в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки высокой проницаемости (возможно трещиноватых), так как с увеличением проницаемости пористой среды реологические свойства данной композиции резко ухудшаются: фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления снижаются по экспоненциальному закону с ростом проницаемости. В пропластках с проницаемостью выше 2 мкм2 эти свойства практически достигают своего минимального значения. В этих условиях требуется повышать концентрацию полимера и сшивателя в растворе, что приводит к существенному снижению рентабельности применения полимеров при заводнении.There is a method of increasing the efficiency of developing heterogeneous formations during flooding by injecting into the reservoir a composition of a mixture of aqueous solutions of an anionic polymer and a salt of a polyvalent cation. When such a composition is injected into the formation after a while (induction period) in a porous medium, the polymer is crosslinked through a polyvalent cation to form either a three-dimensional gel in the entire volume occupied by the polymer solution, or with the formation of highly dispersed gel particles / 1 /. However, this method may turn out to be insufficiently effective if it is used in sharply heterogeneous formations having interstitials of high permeability (possibly fractured), because with an increase in the permeability of the porous medium, the rheological properties of this composition sharply deteriorate: factor, residual resistance factor, and initial (limiting) gradient pressures decrease exponentially with increasing permeability. In interlayers with permeability higher than 2 μm 2, these properties practically reach their minimum value. Under these conditions, it is required to increase the concentration of the polymer and the crosslinker in the solution, which leads to a significant decrease in the profitability of the use of polymers in flooding.
Известен способ добычи нефти путем закачки в пласт полимер-дисперсных систем, где в качестве дисперсной фазы предлагается применять глину, древесную муку, а дисперсионной средой служит раствор полимера /2, 3/. По мнению авторов этого способа увеличения добычи нефти и ограничения притока воды, эффект следует ожидать за счет осаждения глинистых частиц или древесной муки в призабойной зоне пласта, в случае наличия трещин за счет кольматации примыкающей к ним пористой среды. Однако многочисленные лабораторные эксперименты и промысловая практика показывают, что закачка в нагнетательные скважины глинистой суспензии во многих случаях не только не улучшает процесс нефтевытеснения, но и может привести к негативным последствиям, так как глинистая суспензия или древесная мука проникают не только в обводнившиеся высокопроницаемые пласты, но и снижают приемистость нефтенасыщенных пропластков в результате кольматирующих эффектов, причем этот процесс практически необратим. Кроме того, что немаловажно, полимер-дисперсными системами невозможно воздействовать на глубинные участки пласта, так как глинистые частицы или древесная мука осаждаются в непосредственной близости к призабойной зоне нагнетательной скважины. A known method of oil production by injection into the reservoir of polymer-dispersed systems, where it is proposed to use clay, wood flour as the dispersed phase, and the polymer solution / 2, 3 / is used as the dispersion medium. According to the authors of this method of increasing oil production and limiting the influx of water, the effect should be expected due to the deposition of clay particles or wood flour in the bottomhole formation zone, in the case of cracks due to the mudding of the adjacent porous medium. However, numerous laboratory experiments and field practice show that the injection of clay slurry into injection wells in many cases not only does not improve the oil displacement process, but can also lead to negative consequences, since the clay slurry or wood flour penetrate not only flooded highly permeable formations, but and reduce the pick-up of oil-saturated interlayers as a result of colmatizing effects, and this process is practically irreversible. In addition, it is important that polymer-dispersed systems cannot affect deep sections of the formation, since clay particles or wood flour are deposited in close proximity to the bottom-hole zone of the injection well.
Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта за счет улучшения реологических и фильтрационных свойств полимерных систем, глубоко проникающих в пласт и обладающих селективным действием, обеспечивающим более полную изоляцию обводнившихся высокопроницаемых пропластков, не снижая при этом проницаемость нефтенасыщенной части пласта. Кроме того, предлагаемый способ позволяет существенно снизить расход дорогостоящих реагентов. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method for developing an inhomogeneous formation by improving the rheological and filtration properties of polymer systems that penetrate deep into the formation and have a selective effect that provides more complete isolation of watered high-permeability layers, without reducing the permeability of the oil-saturated part of the formation. In addition, the proposed method can significantly reduce the consumption of expensive reagents.
Указанная цель достигается путем закачки в пласт состава из смеси водного раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона, дополнительно в пласт закачивают дисперсии гель-частиц, набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде. This goal is achieved by injecting into the reservoir a composition of a mixture of an aqueous solution of an anionic polymer and a salt of a polyvalent cation, in addition, dispersions of gel particles swelling 100-5000 times but not soluble in water are pumped into the reservoir.
В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы с концентрацией 0,1-1,0 мас.%. As a water-soluble polymer using polyacrylamides, polysaccharides, polymethacrylamides and cellulose derivatives with a concentration of 0.1-1.0 wt.%.
В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, нитрилотриацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония, хроматы и бихроматы щелочных металлов, хроматы и бихроматы щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы с концентрацией в растворе 0,001-0,5 мас.%. As salts of polyvalent cations, acetates, nitrilotriacetates, tartrates, citrates, ammonium chromate and dichromate, alkali metal chromates and dichromates, alkali metal chromates and dichromates, chromium and potassium alum with a concentration in the solution of 0.001-0.5 wt.% Are used.
В качестве сильно набухающих, но не растворимых в воде гель-частиц используют частично сшитые внутримолекулярными связями сополимеры, концентрация которых в смеси составляет 0,001-0,1 мас.%. Partially crosslinked by intramolecular bonds copolymers, the concentration of which in the mixture is 0.001-0.1 wt.%, Are used as highly swellable, but insoluble gel particles.
Дисперсии гель-частиц, набухающие в 100-5000 раз в водах различной минерализации, могут быть получены в заводских условиях путем сополимеризации, например, акрилатных мономеров с применением макромолекулярных, полифункциональных кросс-агентов, в качестве которых могут быть использованы водорастворимые непредельные эфиры целлюлозы, метиленбисакриламид и другие полифункциональные мономеры. Такие кросс-агенты обладают чрезвычайно высокой разветвляющей способностью в процессах трехмерной радикальной полимеризации акриловых мономеров и позволяют синтезировать сильно набухающие, но не растворимые в воде сополимеры, которые обладают хорошими деформационно-прочностными характеристиками. Возможен синтез и других сополимеров, способных при набухании поглощать воду. Dispersions of gel particles, swelling 100-5000 times in waters of various salinity, can be obtained in the factory by copolymerization, for example, acrylate monomers using macromolecular, multifunctional cross-agents, which can be used water-soluble unsaturated cellulose ethers, methylene bisacrylamide and other multifunctional monomers. Such cross-agents have an extremely high branching ability in the processes of three-dimensional radical polymerization of acrylic monomers and allow the synthesis of highly swellable, but insoluble in water copolymers that have good deformation and strength characteristics. Synthesis of other copolymers capable of absorbing water upon swelling is also possible.
Смешение раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона вызывает реакцию взаимодействия катиона с полимером, которая приводит к образованию трех типов связей. Первый - сшивание нескольких полимерных цепей - называется межмолекулярной или межцепной сшивкой. Сшивки этого типа удерживают полимерные цепи вместе и ответственны за образование полимерной сетки, являющейся основой геля. Для гелеобразования по всему объему необходимо, чтобы концентрация полимера в растворе была выше некоторого критического значения для обеспечения соприкосновения отдельных макромолекул между собой. Концентрация полимера подбирается в зависимости от его молекулярной массы, степени гидролиза, свойств растворителя (воды), свойств пласта и желаемой подвижности образующегося геля. Когда в сетке прикладывается внешнее напряжение, межмолекулярные сшивки ограничивают деформацию геля и управляют упругостью сетки, поэтому эти системы называются вязкоупругими. Число эффективных сшивок определяет прочность геля. В пористой среде прочность сетки будет определять величину начального (предельного) градиента давления, ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует и только при градиентах давления выше предельного происходит разрушение гелевой сетки и создаются предпосылки фильтрации воды через область пласта, занятой гелем. A mixture of an anionic polymer solution and a salt of a polyvalent cation causes a reaction of interaction of the cation with the polymer, which leads to the formation of three types of bonds. The first - crosslinking of several polymer chains - is called intermolecular or interchain crosslinking. Crosslinking of this type holds the polymer chains together and is responsible for the formation of the polymer network, which is the basis of the gel. For gelation over the entire volume, it is necessary that the concentration of the polymer in the solution be above a certain critical value to ensure that individual macromolecules come into contact with each other. The concentration of the polymer is selected depending on its molecular weight, degree of hydrolysis, properties of the solvent (water), properties of the formation and the desired mobility of the resulting gel. When external stress is applied to the network, intermolecular crosslinking limits the deformation of the gel and controls the elasticity of the network, which is why these systems are called viscoelastic. The number of effective crosslinks determines the strength of the gel. In a porous medium, the strength of the grid will determine the value of the initial (limiting) pressure gradient, below which there is no fluid filtration in the formation, and only with pressure gradients above the limiting pressure does the gel network break down and create the preconditions for filtering water through the gel reservoir.
Вязкоупругие свойства геля полимера и реализация начального градиента давления определяют его селективность при закачке в неоднородные по проницаемости пласты. Очевидно, что в более проницаемые пропластки полимер внедрится на большую глубину, чем в малопроницаемые. Учитывая это, а также то, что при радиальной фильтрации градиент давления обратно пропорционален расстоянию от скважины, можно утверждать: при внедрении раствора в высокопроницаемые зоны пласта на определенную глубину после процесса сшивки фильтрация в этом пропластке может быть существенно снижена, а при определенном заданном объеме закачки раствора и прочности образовавшегося геля фильтрация может быть вообще прекращена на длительное время. В то же время в пропластках с пониженной проницаемостью, если даже в них и проникнет раствор, происходит движение жидкости после образования в них геля, так как чем ближе к забою скважины, тем выше градиент давления и, следовательно, ниже сопротивления, которые оказывает гель течению воды, фильтрующей вслед за ним: остаточный фактор сопротивления подчиняется псевдопластическому характеру течения. The viscoelastic properties of the polymer gel and the implementation of the initial pressure gradient determine its selectivity when injected into heterogeneous permeability formations. Obviously, the polymer will penetrate into more permeable interlayers to a greater depth than into less permeable ones. Given this, as well as the fact that with radial filtration, the pressure gradient is inversely proportional to the distance from the well, it can be argued: when the solution is introduced into the highly permeable zones of the formation to a certain depth after the crosslinking process, the filtration in this layer can be significantly reduced, and for a certain given injection volume solution and the strength of the gel formed, filtration can be completely stopped for a long time. At the same time, in interlayers with reduced permeability, even if the solution penetrates into them, the fluid moves after gel formation in them, since the closer to the bottom of the well, the higher the pressure gradient and, therefore, lower the resistance that the gel has to the flow water filtering after it: the residual resistance factor obeys the pseudoplastic nature of the flow.
Второй тип связи называют дальнодействующей внутримолекулярной сшивкой, при ней происходит сшивание двух полимерных сегментов, находящихся на некотором расстоянии друг от друга, но на одной макромолекуле полимера. Сшивки этого типа мало влияют на упругость геля и не ведут к образованию сетки, но заставляют гибкую полимерную цепь принимать более компактную конформацию. The second type of bond is called long-range intramolecular crosslinking; in this case, two polymer segments are located, which are at a certain distance from each other, but on the same polymer macromolecule. Crosslinking of this type has little effect on the elasticity of the gel and does not lead to the formation of a network, but makes the flexible polymer chain adopt a more compact conformation.
Третий тип связи - ионы поливалентного катиона взаимодействуют только с одним звеном полимерной макромолекулы и при этом не происходит образование межмолекулярных сшивок, так как отсутствует соприкосновение отдельных макромолекул между собой из-за низкой концентрации полимера в растворе (концентрация полимера ниже критической). The third type of bond is that the polyvalent cation ions interact with only one unit of the polymer macromolecule and there is no formation of intermolecular crosslinks, since there is no contact of individual macromolecules with each other due to the low concentration of the polymer in the solution (polymer concentration is below critical).
Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи определяется прочностью гелей, образованных первым типом связей, проницаемостью, структурой пористой среды и степенью неоднородности пласта. The effectiveness of using crosslinked polymer systems to enhance oil recovery is determined by the strength of the gels formed by the first type of bonds, permeability, structure of the porous medium and the degree of heterogeneity of the formation.
Данное техническое решение отличается тем, что для улучшения реологических характеристик гидрогелей и повышения эффективности их применения в неоднородных пластах (особенно в пластах с высокой проницаемостью с наличием развитой системой трещин) используются дисперсии гель-частиц, набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде. This technical solution is characterized in that in order to improve the rheological characteristics of hydrogels and increase the efficiency of their use in heterogeneous formations (especially in formations with high permeability with a developed system of cracks) dispersions of gel particles are used, which swell 100-5000 times but are not soluble in water.
Оценку эффективности и преимущества заявляемого изобретения по сравнению с прототипами проводили в лабораторных условиях по следующим показателям: по фактору и остаточному фактору сопротивления, по величине начального (предельного) градиента давления в пористой среде и в трещинах пласта, по приросту нефтеотдачи в сопоставлении с обычным заводнением и с прототипами в случае применения композиций в слоистонеоднородных и трещиноватых пластах. Evaluation of the effectiveness and advantages of the claimed invention in comparison with the prototypes was carried out in laboratory conditions by the following indicators: by the factor and residual resistance factor, by the magnitude of the initial (limiting) pressure gradient in the porous medium and in the fractures of the reservoir, by the increase in oil recovery in comparison with normal waterflooding and with prototypes in the case of the use of compositions in layered heterogeneous and fractured formations.
Нижеприведенные примеры иллюстрируют преимущества предлагаемого способа по сравнению с прототипами. The following examples illustrate the advantages of the proposed method compared to prototypes.
Пример 1. В первой серии опытов исследовались фильтрационные и реологические характеристики рассматриваемых композиций при течении их в пористой среде. Использовалась модель пласта длиной 0,72 м и диаметром 0,026 м, представленная кварцевым песком. В начале модель насыщалась водой, которая вытеснялась нефтью вязкостью 20 сПз. Тем самым в пористой среде создавалась связанная вода. Конструкция моделей пласта предусматривала возможность измерения давления в двух точках вдоль пути фильтрации. Замеры давления на входном участке модели пласта позволяли определять способность композиции проникать в пористую среду. Опыты проводились при постоянной скорости фильтрации. В этих опытах определялись фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления по замерам в промежуточных точках. Example 1. In the first series of experiments, the filtration and rheological characteristics of the compositions under study were studied during their flow in a porous medium. A reservoir model of 0.72 m long and 0.026 m in diameter, represented by quartz sand, was used. In the beginning, the model was saturated with water, which was replaced by oil with a viscosity of 20 cPs. Thus, bound water was created in the porous medium. The design of the reservoir models provided for the possibility of measuring pressure at two points along the filtration path. Measurements of pressure at the input section of the reservoir model allowed us to determine the ability of the composition to penetrate into the porous medium. The experiments were carried out at a constant filtration rate. In these experiments, the factor, the residual resistance factor, and the initial (limiting) pressure gradient were determined from measurements at intermediate points.
В опытах по прототипу 1 и предлагаемому способу в композиции использовался полиакриламид молекулярной массой 15•106 и степенью гидролиза 4%. По предлагаемому способу к раствору добавлялся порошок сополимера, который набухал в 300-500 раз, но не растворялся в воде. В процессе опыта через модель прокачивали композицию в объеме 1,5 объема пор пласта, при этом определяли фактор сопротивления в пласте сшитой полимерной системы. После чего в модель закачивалась вода, фильтрация которой наступала только при превышении градиента давления выше предельного. В процессе фильтрации воды при установившемся режиме определялся остаточный фактор сопротивления. В прототипах 2 и 3 замерить фактор сопротивления не представлялось возможным, так как в опытах наблюдался непрерывный рост давления на входном участке керна и при прокачке около одного порового объема воды давление на входе возрастало в 100 и более раз, а в промежуточных точках при этом давление возрастало незначительно.In the experiments on the
Экспериментальные данные представлены в таблице 1, из которой видно, что предлагаемый способ имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с прототипами: фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный градиент давления в несколько раз выше в предлагаемом способе по сравнению с прототипами. Кроме того, предлагаемые композиции достаточно хорошо проникают в пористую среду, в то время как по прототипам 2 и 3 происходит забивка входного участка пористой среды в результате кольматации нерастворимыми в воде дисперсными частицами глины или древесной муки, а фактор и остаточный фактор сопротивления остаются на очень низком уровне, начальный градиент давления при этом равен нулю. The experimental data are presented in table 1, which shows that the proposed method has a number of significant advantages compared to prototypes: factor, residual resistance factor and initial pressure gradient are several times higher in the proposed method compared to prototypes. In addition, the proposed compositions penetrate well into the porous medium, while
Пример 2. Во второй серии опытов использовалась блочная модель трещиновато-пористого пласта, которая получена путем спекания кварцевого песка со стеклянным порошком, размер блока: 0,3х0,04х0,01 м. Проницаемость первого блока составляла 8 мкм2, раскрытие трещины - 85-250 мкм. Модель пласта позволяла осуществлять замер расхода жидкостей в пористом блоке и в трещине раздельно.Example 2. In the second series of experiments, a block model of a fractured-porous reservoir was used, which was obtained by sintering quartz sand with glass powder, block size: 0.3x0.04x0.01 m. The permeability of the first block was 8 μm 2 , crack opening was 85- 250 microns. The reservoir model made it possible to measure fluid flow in the porous block and in the fracture separately.
Результаты опытов по фильтрации композиций в соответствии с прототипами и с предлагаемым способом показывают еще большее его преимущество, при закачке полимерно-дисперсных систем с глиной или древесной мукой процесс вытеснения и выравнивания неоднородности пласта не только не улучшается, но пласт становится еще более неоднородным, так как проницаемость пористой среды в блоке снижается в значительно большей степени, чем проницаемость трещины. В таблице 2 представлены данные по степени снижения проницаемости в блоке и трещине в % на конец фильтрации композиции при прокачке 1,5 поровых объема. Из этой же таблицы видно, что показатели по прототипу 1 значительно ниже, чем по предлагаемому способу. The results of experiments on filtering compositions in accordance with the prototypes and with the proposed method show its even greater advantage, when pumping polymer-dispersed systems with clay or wood flour, the process of displacing and leveling the heterogeneity of the formation not only does not improve, but the formation becomes even more heterogeneous, since the permeability of the porous medium in the block is reduced to a much greater extent than the permeability of the crack. Table 2 presents data on the degree of decrease in permeability in the block and crack in% at the end of the filtration of the composition when pumping 1.5 pore volumes. From the same table it is seen that the performance of the
Пример 3. Проведены две серии опытов, в которых эффективность предлагаемого способа и прототипов сравнивалась по приросту нефтеотдачи неоднородных по проницаемости моделей пласта. Example 3. Two series of experiments were carried out in which the effectiveness of the proposed method and prototypes was compared by the increase in oil recovery of heterogeneous permeability reservoir models.
В первой серии опытов моделировался линейный неоднородный двухслойный пласт, состоящий из двух параллельных цилиндрических трубок длиной 1,34 м и внутренним диаметром каждой трубки 0,026 м. Трубки имели общий вход для ввода жидкостей и раздельные выходы, что позволяло контролировать изменение расходов во времени по слоям и эффективность вытеснения нефти из каждого слоя. Насыщение моделей нефтью производилась так же, как и в примере 1. In the first series of experiments, a linear inhomogeneous two-layer reservoir was simulated, consisting of two parallel cylindrical tubes 1.34 m long and an inner diameter of each tube 0.026 m. The tubes had a common input for introducing liquids and separate outputs, which made it possible to control the change in flow rates over time by layers and the efficiency of oil displacement from each layer. Saturation of the models with oil was carried out in the same way as in example 1.
Во второй серии моделировался элемент пятиточечного пласта с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами составляло 0,7 м, толщина каждого из двух слоев составляла 0,01 м. In the second series, a five-point reservoir element was simulated with a distance between injection and production wells of 0.7 m, the thickness of each of the two layers was 0.01 m.
Анализ результатов опытов, представленных в таблице 3, неоспоримо доказывает преимущество предлагаемого способа. Analysis of the results of the experiments presented in table 3, indisputably proves the advantage of the proposed method.
Источники информации:
1. Патент США N 4018286, апрель, 19, 1977.Sources of information:
1. US patent N 4018286, April 19, 1977.
2. Патент РФ N 2039225, C, 6 E 21 B 43/22, 33/138, 09.07.95. 2. RF patent N 2039225, C, 6 E 21 B 43/22, 33/138, 09.07.95.
3. Патент РФ N 2057914, C1, 6 E 21 B 43/22, 10.04.96.5 3. RF patent N 2057914, C1, 6 E 21 B 43/22, 04/10/96
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116999A RU2167281C2 (en) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Method of nonuniform formation development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116999A RU2167281C2 (en) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Method of nonuniform formation development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2167281C2 true RU2167281C2 (en) | 2001-05-20 |
| RU99116999A RU99116999A (en) | 2001-06-10 |
Family
ID=20223468
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99116999A RU2167281C2 (en) | 1999-08-04 | 1999-08-04 | Method of nonuniform formation development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167281C2 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009088318A1 (en) * | 2007-12-29 | 2009-07-16 | Physics Depertment M.V. Lomonosov Moscow State University | Magnetic polymer granules and a method for the use thereof |
| WO2009088319A1 (en) * | 2007-12-29 | 2009-07-16 | Physics Depertment M.V. Lomonosov Moscow State University | Magnetic polymer granules and a method for forming a locking gel plug |
| RU2483194C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in well |
| RU2541973C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2560037C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in well |
| RU2584193C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water influx in well |
| RU2597593C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
-
1999
- 1999-08-04 RU RU99116999A patent/RU2167281C2/en active
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009088318A1 (en) * | 2007-12-29 | 2009-07-16 | Physics Depertment M.V. Lomonosov Moscow State University | Magnetic polymer granules and a method for the use thereof |
| WO2009088319A1 (en) * | 2007-12-29 | 2009-07-16 | Physics Depertment M.V. Lomonosov Moscow State University | Magnetic polymer granules and a method for forming a locking gel plug |
| RU2483194C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in well |
| RU2541973C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2560037C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in well |
| RU2584193C1 (en) * | 2015-03-23 | 2016-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water influx in well |
| RU2597593C1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-09-10 | Фарит Фазитович Мухамедьянов | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2630543C2 (en) | Formation of cross-linking in the swellable polymer with pei | |
| US4974677A (en) | Profile control process for use under high temperature reservoir conditions | |
| CN106520096B (en) | A kind of well killing fluid and preparation method thereof, application | |
| US7150319B2 (en) | Method for reducing or completely eliminating water influx in an underground formation, and crosslinkable copolymers for implementing said method | |
| CN1888374A (en) | High-temperature and High-Salt resisting gel water packing-off method | |
| RU2167281C2 (en) | Method of nonuniform formation development | |
| CN110183579A (en) | A kind of temperature-sensitive hydrogel sealing agent and the preparation method and application thereof | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| CN102533240B (en) | High-temperature oil reservoir composite modifying and flooding agent and preparing method and application thereof | |
| Song et al. | Evaluation of a novel recrosslinkable hyperbranched preformed particle gel for the conformance control of high-temperature reservoirs with fractures | |
| Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
| EA008533B1 (en) | Method of selecting polymer gel-forming composition for increase oil recovery and carrying out water-shutoff operation | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| CN114437686A (en) | High-temperature-resistant high-salt-resistant chemical bridge plug composition for well bore, gel thereof, preparation method and application | |
| CN110922952A (en) | High-temperature high-salinity reservoir polymer microsphere profile control and flooding agent and preparation method and application thereof | |
| CN109251738A (en) | Sepiolite strengthens hydrophobic associated polymer Gel profile control agent and preparation method thereof | |
| RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2169256C1 (en) | Method of development of water-encroached oil deposit | |
| RU2299319C1 (en) | Method for non-uniform oil bed development | |
| RU2276257C2 (en) | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development | |
| RU2180039C2 (en) | Method of selecting gelating compositions for increasing oil recovery of strata | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2263773C1 (en) | Conformance control method for injection wells | |
| McCool | An experimental study of the in situ gelation of a polyacrylamide/chromium (VI)/thiourea system in a porous medium. | |
| Abe et al. | Experimental Performance Evaluation and Optimization of a Weak Gel Deep-Profile Control System for Sandstone Reservoirs |